[pt] ANÁLISE DE SENSIBILIDADE DE VARIÁVEIS DE RESERVATÓRIO EM SIMULADOR DE ESCOAMENTO EM MEIO POROSO DE DUPLA POROSIDADE E PERMEABILIDADE

• Ano de defesa: 2021
• Autor(a) principal: RICARDO DORIA LOYOLA-CAMORIM
• Tipo de documento: Tese
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: MAXWELL
• Palavras-chave em Português: [pt] FRATURA; [pt] VUG; [pt] CARSTE; [pt] DUPLA PERMEABILIDADE; [pt] RESERVATORIO; [en] FRACTURE; [en] VUG; [en] KARSTS; [en] DUAL PERMEABILITY; [en] RESERVOIR
• Link de acesso: https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=55451&idi=1; https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=55451&idi=2; http://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.55451

[pt] Os reservatórios de petróleo do pré-sal brasileiro são encontrados em rochas carbonáticas localizadas em ambiente offshore na borda da plataforma continental. Com o fim de explorar essas jazidas de forma mais segura e rentável, é essencial representá-las corretamente nos modelos de simulação de escoamento. Entretanto, esta não é uma tarefa simples. Essas rochas carbonáticas recorrentemente apresentam fraturas e carstes nos quais o escoamento se comporta de forma diferente da simulação tradicional utilizando porosidade única. Para solucionar o problema, existem técnicas que representam o escoamento através dos diversos meios porosos. No entanto, essas modelagens inserem diversas complexidades para a correta caracterização das formações geológicas e da previsão da produção. Nesse trabalho são analisados os impactos que algumas das características das fraturas, da matriz e da malha de poços têm no resultado das simulações com dupla porosidade e permeabilidade.