SIMULAÇÃO NUMÉRICA DO ESCOAMENTO MONOFÁSICO EM COQUINAS A PARTIR DA MODELAGEM 3D DO SISTEMA POROSO
Documento
Informações da Dissertação
Título
SIMULAÇÃO NUMÉRICA DO ESCOAMENTO MONOFÁSICO EM COQUINAS A PARTIR DA MODELAGEM 3D DO SISTEMA POROSO
Autor
Thaís Márcia Gomes da Silveira
Resumo
Os reservatórios carbonáticos do Pré-sal da Bacia de Santos representam uma ótima oportunidade para o desenvolvimento tecnológico do Brasil e para empresas nacionais e internacionais da indústria petrolífera. Esta descoberta gigante introduziu os carbonatos lacustrinos como um dos principais alvos exploratórios e tem exigido a introdução rápida de novas tecnologias para a produção dos hidrocarbonetos. Esses reservatórios consistem em rochas carbonáticas microbianas muito heterogêneas, localizadas abaixo de uma camada de sal de espessura variável (de aproximadamente 2.000 metros) e distribuídas por grandes áreas, sendo a compreensão dos parâmetros petrofísicos e propriedades de fluxo, um importante desafio da indústria. Além disso, a dificuldade em obter amostras de fundo de poço e a natureza destrutiva da maioria dos testes aumentam o interesse em amostras análogas, como as coquinas da Formação Morro do Chaves, no nordeste do Brasil. Nesse estudo, o método desenvolvido fez uso das técnicas de microtomografia de raios-X, reconstrução e modelagem 3D para reconstruir o sistema de poros, simular numericamente o fluxo e estimar a porosidade, área específica de superfície e permeabilidade. Os resultados gerados foram comparados com outros encontrados na literatura sobre estas mesmas amostras.
Abstract
Pre-salt carbonate reservoirs from Santos Basin represent a great opportunity for the Brazilian technological development and for national and international companies that are involved in oil industry. This giant discovery have introduced lacustrine carbonates as a major target for exploration and have required the accelerated introduction of new technologies to produce hydrocarbon from these reserves. The presalt reservoirs consist of heterogeneous microbial carbonate rocks found underneath a layer of salt with variable thickness (around 2.000 meters) and spread over very large areas. Due to its huge complexity, understanding their petrophysical parameters and flow properties is fundamental and a major challenge. Beyond that, the difficulty in obtaining downhole cores and the destructive nature of most tests increase the interest in samples collected from a pre-salt carbonate analog, such as the coquinas from Morro do Chaves Formation, northeast Brazil. In this study, X-ray computed microtomography, 3D reconstruction and modeling were the initial techniques used to determine petrophysical properties of these coquinas. A method was developed to reconstruct porous systems, to perform numerical simulations of fluid flow and estimate porosity, specific surface area and permeability from nine coquinas samples. The achieved results were compared with others found in works involving the same samples.
Ano
2015
Orientadores
José Luis Drummond Alves | Paulo Couto