Obtenção de dados de saturação e pressão a partir de atributos derivados da sísmica 4D

• Main Author: Souza, Rafael Medeiros de
• Other Authors: UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
• Format: Others
• Language: Portuguese
• Published: [s.n.] 2010
• Subjects: Reservatórios (Simulação); Geofísica; Rochas; Prospecção sismica; Reservoirs (Simulation); Geophysics; Rocks; Seismic
• Online Access: SOUZA, Rafael Medeiros de. Obtenção de dados de saturação e pressão a partir de atributos derivados da sísmica 4D. 2010. 168 p. Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências, Campinas, SP. Disponível em: <http://www.repositorio.unicamp.br/handle/REPOSIP/263743>. Acesso em: 16 ago. 2018.; http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263743

Orientador: Denis José Schiozer === Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências === Made available in DSpace on 2018-08-16T23:27:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Souza_RafaelMedeirosde_M.pdf: 12544093 bytes, checksum: f23d4c568ee228b9eaa01043ebaf8b21 (MD5) Previous issue date: 2010 === Resumo: A utilização de dados de produção para o aumento da confiabilidade das previsões de produção de um campo apresenta limitações, principalmente no início do seu desenvolvimento, quando há menos dados observados e as incertezas sãomaiores. Uma alternativa para a melhora da qualidade do modelo é a utilização de mapas de saturação e pressão obtidos a partir da sísmica 4D. A incorporação destas informações ainda é pouco explorada em estudos de engenharia de reservatórios e possui grande potencial para diminuição das incertezas causadas pela falta de informação e complexidade de um campo de petróleo. Trabalhos recentes indicam que a forma ideal de se utilizar esta informação na calibração de modelos numéricos de reservatórios é convertê-la em saturação e pressão. Assim, o objetivo deste estudo é avaliar a obtenção, a partir de dados da sísmica 4D, das distribuições de saturação e pressão ao longo de reservatórios de petróleo. A metodologia proposta envolve a definição de dois métodos. No Método 1, a saturação é obtida implicitamente, por meio de um processo de inversão vinculado a dados de engenharia de reservatórios e a pressão é explicitamente obtida com a aplicação deste mapa de saturação em um processo de ajuste de histórico integrado (SOUZA et al., 2010). Este método foi aplicado em um modelo five-spot com duas falhas geológicas e um canal de alta permeabilidade. Os mapas de saturação e pressão obtidos indicam claramente as estruturas do reservatório que definem as tendências de fluxo de fluídos. Estes resultados indicam que o método iterativo mostrou-se eficaz em face às dificuldades de se modelar o comportamento da resposta acústica do reservatório. Além disso, destaca-se o uso de informações da simulação de reservatórios, como ajuste das vazões de líquidos e a abordagem iterativa entre a inversão e o processo de ajuste com o intuito de desacoplar as contribuições da saturação e pressão na composição da resposta acústica do reservatório. No Método 2, mapas de saturação e pressão são obtidos simultaneamente por meio do processo de inversão vinculado a dados de engenharia. Este método foi aplicado em um modelo do Campo de Namorado modificado. Este método permitiu a obtenção dos mapas de saturação e pressão simultaneamente e através deles foi possível identificar as principais estruturas que podem definir as tendências de fluxo no reservatório, como as falhas geológicas e canais de alta permeabilidade presentes. Dentre as principais contribuições deste estudo estão à definição de uma metodologia capaz de estimar saturação e pressão a partir de atributos sísmicos, o desenvolvimento de vínculos, baseados na engenharia de petróleo, aplicados ao processo global === Abstract: The use of production data for increasing the reliability of production forecasts of a field is limited, especially in early development, when there are fewer observed data and the uncertainties are greater. An alternative to improve the quality of the model is the use of saturation and pressure maps obtained from time-lapse seismic. The incorporation of this information is not explored in reservoir engineering studies and hás great potential for reducing uncertainties caused by lack of information and complexity of oil fields. Recent work indicates that the best way to use this information to calibrate numerical models of reservoirs is to convert it to saturation and pressure. Thus, the objective of this study is to obtain, from time-lapse seismic data, the distributions of saturation and pressure over oil reservoirs. The presented methodology consists of the definition of two methods. In Method 1, the saturation is implicitly obtained through an inversion process constrained by reservoir engineering data. Thus, the pressure is explicitly obtained with the application of map saturation in the history matching process (SOUZA et al., 2010). This method was applied to a five-spot model with two faults and a high permeability channel. The saturation and pressure maps obtained clearly indicate the reservoir structures that define fluid flow trends in the reservoir. These results indicate that the iterative method was effective to overcome pressure modeling difficulties in the reservoir acoustic response. Furthermore, it's highlighted the use of reservoir simulation information, such as the well liquid rate matching and the iterative approach between the inversion and matching process in order to decouple the contributions of saturation and pressure in the reservoir acoustic response composition. In Method 2, the saturation and pressure maps are obtained simultaneously through the inversion process constrained by engineering data. This method was applied to a modified model of the "Namorado Field" (Campos Basin, Brazil), that hás geological faults and high permeability channels. It was also necessary to apply na empirical modeling of the rock bulk modules as pressure functions (EMERICK, 2007). This improved the reservoir acoustic sensitivity and allowed, together with the engineering data constraints, obtain these maps. It was possible to identify the main structures that can set fluid flow trends in the reservoir.As major contributions of this study are the developments of a methodology able to provide saturation and pressure trends regarding time-lapse data and engineering data constraints to the overall process === Mestrado === Reservatórios e Gestão === Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo