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Orientadores: Constantino Tsallis, Claudio Bettini Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias Resumo: A geometria fractal vem sendo utilizada cada vez com maior freqüência para caracterizar e descrever os fenômenos geológicos. A sua aplicação se estende desde o ponto de vista microscópico, como análise de lâminas delgadas de rochas, estudos de percolação de fluidos e estudos de características de sedimentação, até o entendimento de processos macroscópicos, como distribuição de padrões de fraturamento para análises tectônicas ou então geração de distribuições de propriedades petrofísicas para estudos de fluxo de fluidos em meios porosos. Este último tópico é o tema principal desta tese. Estudamos as principais propriedades de famílias de funções conhecidas por movimento Browniano fractal (mBf) e ruido Gaussiano fractal (rGf) , com vistas à sua utilização para o modelamento de perfis elétricos, acústicos e radioativos de poços, determinando as características destas distribuições a partir da técnica estatística da análise RIS, que fornece o parâmetro H, expoente de Hurst, que caracteriza a intermitência destes processos. Com o valor de H realizamos interpolações estocásticas de propriedades de rochas, estimando valores em pontos não amostrados, que respeitam as características estruturais expressas nos perfis dos pontos amostrados pelos poços. A malha pode ser refinada para atender às necessidades da simulação de fluxo. O algoritmo utilizado para este fim é uma modificação do processo de adições sucessivas aleatórias proposto por Voss (1988), com a particularidade de condicionar a simulação estocástica aos dados disponíveis. Em seu estágio atual, o algoritmo realiza uma simulação 2-D. Concluimos que as distribuições fractais têm aplicabilidade nos estudos de reservatórios de petróleo e que as técnicas da análise RIS e da simulação estocástica via adições sucessivas aleatórias modificado, em combinação com técnicas geoestatísticas como a variografia e a krigagem, são ferramentas de grande utilidade para a caracterização de propriedades geológicas na escala de simulação de fluxo. A tese está organizada como segue: o primeiro capítulo aborda os principais conceitos de fractais, os métodos de medida da dimensão fractal e algumas aplicações mais recentes na área das geociências; o segundo capítulo trata das propriedades das famílias de funções mBf e rGf; o terceiro capítulo estuda os processos dinâmicos e, em particular, a equação logística, para a calibração da análise RIS, cujas características constituem o tema central do capítulo quarto, que também mostra sua aplicação aos perfis elétricos de poços; no capítulo cinco são apresentados os conceitos de interpolação por krigagem e por simulação estocástica, com sua aplicação para gerar parâmetros petrofísicos em pontos não amostrados dos reservatórios Abstract: The fractal concepts have been increasingly used to characterize and describe geological phenomena. Their applicability extends from the microscopic scale, such as thin section analysis, fluid percolation and sedimentological studies, to the macroscopic scale processes, such as the pattern of fracture distribution for tectonic analysis or generation of petrophysical property distributions to improve the knowledge and simulation of fluid transport in porous media. The latter subject constitutes the main goal of the present thesis. We study the main features of a family of functions, referred to as fractional Brownían motion (fBm) and fractional Gaussian noise (fGn) by Mandelbrot and Van Ness (1968), and use them as a model for wireline welllogs run in petroleum reservoirs. These distributions have the property of being statistically well characterized by the parameter H, the Hurst exponent, which measures the intermittency of the processo By using the H value, we are able to perform a stochastic interpolation of rock properties, estimating values of these properties in unsampled points. These estimates preserve the structural features of the well logs from the sampled points. The interpolation grid can be refined to satisfy the requirements of the fluid flow simulators, minimizing the undesirable aspects of the scaling up procedures. The algorithm implemented in this work is a modification introduced in the so-called successive random additions algorithm, after Voss (1988), which has the peculiarity of conditioning the stochastic simulation to the original data. Another improvement of the algorithm is the ability of controling the distance of information influence, by means of a parameter /l. In the present stage, the code provides 2-D simulations only. We conclude that fractal distributions are suitable for hydrocarbon reservoir studies, and the techniques of RIS analysis and stochastic simulation via generalized successive random additions, combined with geostatistical tools such as variography and kriging, can be used to generate petrophysical property distributions and parameters to feed fluid flow simulators Mestrado Geoengenharia de Reservatórios Mestre em Ciências

Orientador: Ivan de Araujo Simões Filho Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias Resumo: Neste trabalho foram analisadas 45 amostras de dois poços rasos (afloramentos) e de dois poços profundos (campo). Foram realizados inúmeros estudos de relações com o objetivo de estabelecer um elo de ligação entre os atributos sísmicos (velocidade de onda P (Vp), velocidade de onda S (Vs) e fator de qualidade para onda P (Qp)) e parâmetros petrofisicas (porosidade (cjJ), permeabilidade (K), percentual de argila (C), percentual de cimento (Cim)), tendo sido concluído que: Vp versus Vsrelação crescente forte (campo e afloramento); Vp/Vs versus Vp - relação fraca, no entanto existe um limite visível de argilosidade acima e abaixo de 15%; Vp e Vs versus pressão - estabiliza após o fechamento das micro fraturas; Vp e Vs versus cjJ - relação decrescente forte (campo), sendo que há um forte aumento da relação (campo e afloramento) considerado-se C; Vp e Vs versus log K - relação decrescente fraca (campo) e crescente média (afloramento); log K versus cjJ - relação crescente fraca (campo e afloramento), no entanto pode ajudar a identificar arenitos limpos e arenitos; Vp e Vs versus C total- relação decrescente média (campo e afloramento); Vp e Vs versus Cim - relação crescente forte (campo); Vp e Vs versus C mais Cim - relação decrescente fraca (campo) e decrescente média (afloramento). Foram realizadas modelagens com a equação de Biot e aproximação de Geertsma-Smit para as equações de Biot, observando que: não há uma coincidência entre a velocidade de perfil e a modelada, devido a terem sido obtidas em freqüências e escalas diferentes; para um mesmo valor de porosidade, a velocidade de onda P cresce na seguinte ordem: amostra seca, amostra totalmente saturada com óleo, amostra saturada na condição do reservatório (39% água e 61% de óleo) e amostra totalmente saturada com água. No caso do fator de qualidade as considerações são todas para rochas saturadas do campo, sendo: fator de qualidade Q normalizado (Qp,) versus Vp - relação crescente forte; QpN versus pressão - mesmo comportamento de Vp e Vs; QpN versus cjJ - relação decrescente média, se considerada argilosidade, a relação é forte; QpN versus 10gK - relação decrescente fraca; QpN versus C - relação decrescente forte (poucos pontos); QpN versus Cim - relação crescente média; QpN versus C mais Cim - relação crescente fraca. De um modo geral, as equações de regressão do afloramento não são confiáveis para aplicação no reservatório devido ao intemperismo Abstract: This work analyses 45 samples &om 2 shallow wel1s (drilled in outcrop) and two deep wells (drilled in the field). Several relationships studies have been accomplished aiming the establishment of a link between seismic parameters (P wave velocity (Vp), S wave velocity (Vs) and P wave quality factor (Qp)) and rock physics parameters (porosity (f/J), permeability (K), clay percent (C), cement percent (Cim). It has been concluded that: Vp versus Vs strong growing relationship (field and outcrop); Vp/Vs versus Vp weak relationship although it can been observed a visible argilosity limit above and below 15% value; Vp and Vs versus pressure it stabilizes after the micro&actures closure; Vp and Vs versus f/J strong decreasing relationship (field) with a more strong improvement in the relationship (field and outcrop) when considering C; Vp and Vs versus logK weak decreasing relationship (field) and medium growing relationship (outcrop); logK versus f/J weak growing relationship, although can help the identification of clean sandstone and sandstone; Vp and Vs versus total C medium decreasing relationship (field and outcrop); Vp and Vs versus Cim strong growing relationship (field); Vp and Vs versus C plus Cim weak decreasing relationship (field) and medium decreasing (outcrop); Based on modeling using Biot and Geertsma-Smit approximations of Biot's equations it was possible to verify: that there is no coincidence between the modeled and welllog velocities since they have been generated at different sequencies and scales; for a given porosity value the P wave velocity increase according to the following sequence: dry sample, fully oil saturated sample, saturated sample at the reservoir condition (39% water and 61 % oil) and fully water saturated sample. In the case of quality factor it has been considered only water saturated fiel samples analyzes: normalized quality factor (QpN) versus Vp strong growing relationship; QpN versus pressure same behavior as Vp and Vs; QpN versus medium decreasing relationship, changing to strong when argilosity is taken into account; QpN versus logK weak growing relationship; QpN versus C strong dereasing relationship (few data points); QpN versus Cim medium growing relationship; QpN versus C plus Cim weak growing relationship. On the whole, the outcrop's regression equations aren't confiable in the reservo ir application due to weathering Mestrado Geoengenharia de Reservatórios Mestre em Geociências

Orientadores: Paulo Tibana e Armando Zaupa Remacre Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias Resumo: Neste trabalho são definidas e caracterizadas espacialmente as unidades de fluxo de um reservatório carbonático da Bacia de Campos, que, ao possuírem propriedades petrofísicas bastante diversas, representam heterogeneidades internas do reservatório. É proposto inicialmente o modelo deposicional que foi utilizado para embasar a correlação rocha-perfil. Dezessete fácies sedimentares foram agrupadas em nove fácies-reservatório e fácies-barreira, representando os tipos de rocha que se buscou identificar pela correlação rocha-perfil. É enfatizada a necessidade de se caracterizarem também as rochas que atuam como barreiras ao fluxo de fluidos. Foi testada a técnica estatística multivariada da análise. discriminante na identificação das eletrofácies. A utilização das variáveis categóricas - "modelo deposicional" e "subzona" -, além dos perfis, foram determinantes na discriminação das oito eletrofácies com boa margem de acerto. Posteriormente, descreveu-se a geometria externa das unidades de fluxo por mapas e seções estratigráficas elaboradas através de correlação geológica, sendo escolhida uma para posterior comparação com os resultados dos modelos geoestatísticos. A modelagem estocástica permitiu gerar algumas imagens bidimensionais de mesma direção da seção geológica escolhida, utilizando-se dois modelos de ajuste dos semivariogramas experimentais, um contínuo e outro mais pepítico Abstract: Carbonate reservoirs have lower recovery factors than those found in turbidite fields of Campos Basin, due to the presence of heterogeneities in several scales. In the studied reservoir, the most prominent heterogeneity is related to the flow units with different petrophysicals values, which cause higbly nonuniform fluid flow patterns. Identification of the electrofacies was performed by discriminant analysis. The categorical variables - "depositional model" and "subzone" - proved to be useful discriminators. The proposed geological depositional model supported the identification of the electrofades. Flow units of the studied reservoir were defined based on both geological and geostatistical description. The results obtained from the stochastic modelling were compared with those of geologica1 interpretation. Several possible interwell distributions of the flow units were generated by indicator sequential simulation, using theoretical, continuous and pepitic sem1variogram models Mestrado Mestre em Geoengenharia de Reservatórios

Orientador: Armando Zaupa Remacre Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: Este trabalho aborda uma das etapas fundamentais da estimativa de reservas, que é a estimativa de volume de hidrocarboneto do reservatório, inferindo-o desde a fase exploratória até o seu completo desenvolvimento. Ressalta, também, a importância dos dados sísmicos para esta estimativa, particularmente quando o reservatório atinge seu pleno desenvolvimento com poucos poços, típico de campos petrolíferos localizados o mar. A dissertação Apresenta como caso prático um reservatório da Plataforma Continental brasileira. o modelo estocástico utilizado baseia-se nas funções aleatórias gaussianas aplicadas às variáveis de amplitude sísmica, espessura e topo estrutural do reservatório. Aplica-se Ao modelo asimulação condicional geoestatística, usando os algoritmos das médias móveis bandas rotativas (turninq-bands) Abstract: This work approaches one of fundamental steps of the reserva estimation, namely, the oil in place volume calculation, from the explorarory stage to the complete development of a reservoir. The importance of seismic data to this estimation is emphasized, particularly when the reservoir is completely developed with few wells, a common practice with offshore fields. A case study for a Brazilian offshore basin is presented. The stochastic model used to describe teh reservoir is based on Gaussian Functions applied to seismic amplitude, to reservoir structural top and to reservoir thickness. The model is solved by geostatistics conditional simulation, with turning-bands method Mestrado Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Armando Zaupa Remacre Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: A quantificação das heterogeneidades dos meios porosos e sua consideração nos modelos de simulação numérica tem sido o maior desafio da engenharia de reservatórios. Na década de 80, as técnicas geoestatísticas contribuíram significativamente para uma boa descrição dos reservatórios, possibilitando gerar distribuições detalhadas das propriedades fisicas que honrem os dados disponiveis, as funções estatísticas e o vario grama. o atual estado da arte da simulação de reservatórios permite levar em consideração heterogeneidades a escalas menores do que o espaçamento entre poços. A modelagem probabilística é usada para tirar proveito desta capacidade, quantificando ainda o grau de incerteza devido a falta de dados. Múltiplos modelos equiprováveis a priori são gerados, os quais têm variabilidade semelhante à real. Cada modelo é quantificado através da simulação numérica gerando-se uma curva de probabilidades a partir dos resultados obtidos. A aplicabilidade desta técnica em casos reais ainda não foi convenientemente estudada. Dois problemas principais se apresentam: o tempo computacional requerido e a existência de histórico de produção. O campo de Namorado (Bacia de Campos, Brasil), com sua complexidade geológica e longo histórico de produção (11 anos), foi modelado estocasticamente e os resultados comparados, mostrando grandes variações entre si. Maneiras de como se atingir o ajuste do histórico mais rapidamente são discutidas Abstract: The task of quantifying the porous media heterogeneity and its consideration in the numerical simulation models have been the major challenge for the reservoir engineer. During the past decade, the reservoir characterization experienced a great development due to the introduction of the geostatistical techniques, which made possible to obtain detailed distributions of the physical properties. These distributions can honor the available data, some statistical functions (like the histogram) and the variogram of the reservoir. The current state of the art of reservoir simulation allows taking into consideration the heterogeneities at scales fineI' than the well spacing. Probabilistc modelling is used to take advantage of this capacity and still quantify the uncertainty due to the lack of information. Multiple equiprobable models, which adress the actual variability of physical properties, can be generated through conditional simulation. Each mo deI is quantified by the use of numerical simulation and a probability curve is constructed from the resultes obtained. The applicability of this technique in real cases has not been properly studied yet. Two major problems arise: the computer time required and the existence of production history. The Namorado field (Campos Basin, Brazil), with its geological complexity and long production history (11 years), was stochastically modelled and the various results compared, showing great difference. Ways to achieve the history match more quickly are discussed. Mestrado Mestre em Engenharia de Petróleo