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Caracterização e representação de reservatórios em modelos de simulação: uma área piloto de um reservatório carbonático do pré-sal brasileiro

Processo: 21/13473-0
Linha de fomento:Bolsas no Brasil - Pós-Doutorado
Vigência (Início): 01 de fevereiro de 2022
Vigência (Término): 31 de janeiro de 2023
Área do conhecimento:Engenharias - Engenharia Mecânica
Convênio/Acordo: Equinor (antiga Statoil)
Pesquisador responsável:Denis José Schiozer
Beneficiário:Ndip Edwin Ayuk
Instituição-sede: Centro de Estudos de Energia e Petróleo (CEPETRO). Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Campinas , SP, Brasil
Empresa:Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Faculdade de Engenharia Mecânica (FEM)
Vinculado ao auxílio:17/15736-3 - Centro de Pesquisa em Engenharia em Reservatórios e Gerenciamento de Produção de Petróleo, AP.PCPE
Assunto(s):Modelagem

Resumo

O sucesso dos processos de tomada de decisão relacionados ao desenvolvimento e gerenciamento de campos de petróleo depende de um entendimento adequado do reservatório. Para tal, os profissionais usam modelos geológicos e de simulação para realizar uma análise aprofundada do fluxo de fluido ao longo do tempo para decidir sobre a melhor estratégia de produção. O processo começa com uma equipe de geocientistas e consiste na construção de um modelo conceitual do reservatório alvo. Com todos os dados disponíveis, como dados sísmicos 3D, perfis de poço e de testemunho, os geocientistas usam técnicas avançadas de caracterização de reservatórios para construir um modelo geológico de alta resolução (malha fina). Isso inclui o arcabouço estrutural do reservatório e a distribuição espacial das propriedades estáticas da rocha (fácies, porosidade, permeabilidade, líquido para bruto). Em seguida, uma equipe de geoengenheiros, especialistas na integração entre modelagem geológica e simulação de reservatório, realiza uma série de etapas para adicionar os dados dinâmicos relacionados à composição de fluido e propriedades rocha-fluido no modelo de reservatório, além de transferir a escala (upscaling) para torná-lo viável para simulação numérica de fluxo. Este processo multidisciplinar envolve vários desafios, como (1) representar heterogeneidades multiescala na simulação de reservatório, (2) procedimentos de transferência de escala em estruturas complexas, principalmente reservatórios fraturados, (3) aplicar análise de incerteza para estudar parâmetros críticos, e (4) estudar controles numéricos para diminuir o tempo de execução da simulação numérica.As grandes descobertas do pré-sal, alvo desta proposta, estão entre as mais importantes da última década. São grandes acumulações de excelente qualidade, óleo leve de alto valor comercial, desempenhando um papel importante para atender a demanda global em um cenário desafiador de transição energética. Os reservatórios carbonáticos do pré-sal ainda são particularmente difíceis de representar em modelos de simulação devido às suas características únicas, heterogeneidades e tamanho, quando comparados às descobertas do pós-sal que as empresas de energia passaram a dominar.Este projeto de pós-doutorado de 1 ano, que faz parte do centro de pesquisa em engenharia EPIC (FAPESP / EQUINOR), pretende integrar as pesquisas realizadas na "RL1 - Otimização da produção utilizando modelos de simulação de reservatórios" e "RL3 - Caracterização geológica e modelagem de um carbonato reservatório do pré-sal brasileiro". Os principais objetivos são: (1) construir modelos de simulação de reservatório de uma área piloto de um reservatório carbonático do pré-sal, incluindo incertezas, com base no modelo geológico estático da RL3, (2) testar diferentes tamanhos de malha (fidelidades de modelo) e (3) estimar o impacto das incertezas na previsão de produção. (AU)

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