Tatiana Lipovetsky
Título
Two-Phase Flow Pressure Transient Analysis of Carbonate Reservoirs With High Permeability Lens Intersected By The Wellbore
Resumo
Carbonatos têm se tornado objeto de estudo de grande importância desde a descoberta da bacia do Pré-Sal no Brasil. Os reservatórios carbonáticos são caracterizados por apresentarem porosidade primária e secundária. Um tipo de carbonato encontrado no Brasil é o de “coquinas”, que é formado por conchas depositadas, que após a dissolução dão origem à porosidade secundária. Seu comportamento de pressão de fluido durante a produção de petróleo ainda não é
totalmente compreendido. O objetivo deste trabalho é entender um tipo de reservatório de carbonato, no qual o poço intersecta lentes de alta permeabilidade e extensões limitadas. A Análise de Teste de Poços, uma ferramenta poderosa para descrição de geologia e fluxo, então, é aplicada aos reservatórios de carbonatos, que por sua vez são modelados através de análises estatísticas da formação carbonática do Morro de Chaves. Quatro diferentes reservatórios são construídos a partir dos resultados estatísticos. Para que sejam simulados, um fluxo bi-fásico é incorporado em um código computacional desenvolvido usando o Método dos Volumes Finitos aplicado ao Método IMPES (Pressão Implícita, Saturação Explícita). O código mostra, entre outros, a pressão do óleo no fundo do poço com o tempo. Através de dados de pressão, curvas são construídas para que seu comportamento seja analisado: um teste de poço é feito.
Abstract
Carbonates have become a very important object of study since the discovery of the Pre-Salt basin in Brazil. Carbonate reservoirs are characterised by primary and secondary porosities. A type of carbonate found in Brazil is the “coquinas”, which is formed by deposited shells, that after dissolved form a secondary porosity. Their pressure behaviour when producing the petroleum field is still not completely understood. The objective of this work is to understand a kind of carbonate reservoir, where a well intersects lenses of high permeability and limited extensions. The Well Test Analysis, a powerful tool for geological and flow description, then, is applied to the carbonate reservoirs, modelled from statistical analyses of the Morro de Chaves carbonate formation samples. Four different reservoir scenarios are built from the statistical results. To simulate them, a two-phase flow is incorporated into a code developed using the Finite Volume Method applied to the IMPES (Implicit Pressure, Explicit Saturation) Method. The code shows, among others, the oil pressure at the well bottom with time. From the pressure data, curves are built so its behaviour can be analysed: a well test analysis is done.
