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Christian Fabián Garcia Romero

Título

Comparação da Previsão do Comportamento de Reservatórios de Petróleo com Heterogeneidades Estruturais Utilizando a Equação do Balanço de Materiais e Simulação Numérica


Orientador(es)

José Luis Drummond Alves
Paulo Couto


Resumo

Este trabalho apresenta uma comparação de resultados gerados durante a simulação de reservatórios por duas técnicas distintas objetivando-se sua validação. Na primeira técnica se faz uma simulação numérica com ajuda de um software comercial de grande complexidade, gerando dados sintéticos de produção. A segunda técnica utiliza-se a Equação de Balanço de Materiais (EBM) para reservatórios de óleo que possuam um dos três mecanismos de produção que foram analisados neste estudo (Gás em Solução, Capa de Gás e Influxo de Água), com ajuda dos modelos simplificados para a previsão de comportamentos de reservatórios de óleo. Os modelos que são utilizados para a previsão de comportamento de reservatórios com mecanismo de Gás em Solução e mecanismo de capa de Gás são o Modelo de Tarner e o Modelo de Muskat. Para a previsão de comportamento de reservatórios com mecanismo de Influxo de Água utilizou-se os modelos de Fetkovich e Carter-Tracy. Nestes modelos não se eliminou a contribuição da contração do volume poroso da formação nem a expansão do volume de água, portanto determinaram-se expressões gerais para cada modelo onde os termos das compressibilidades da água e da formação não foram desprezadas.


Abstract

This paper presents a comparison of results generated during the simulation of reservoirs by two different techniques aiming to validate it. In the first technique a numerical simulation is done with the help of a commercial software of great complexity, generating synthetic data production. The second technique uses the Material Balance Equation (MBE) for oil reservoirs that have one of three mechanisms of production which was analyzed in this study (solution gas drive, gas cape drive and water influx), with the help of simplified models for predicting behavior of oil reservoirs. The models are used to predict reservoir behavior with gas cape drive and solution gas drive are the Turner model and Muscat model. For predicting reservoir behavior with water influx drive uses Fetkovich model and Carter-Tracy model. In these models will not eliminate the contribution of the contraction of the pore volume of the formation or the expansion of the water volume thus are determined general expressions for each model where the terms of water compressibility and formation compressibility have not been discarded.


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