Simulação hidromecânica 3D em análogo de reservatório carbonático naturalmente fraturado

Abstract

Os reservatórios naturalmente fraturados possuem características distintas e podem armazenar grandes volumes de óleo. A coleta de informações geológicas em subsuperfície é um desafio para a representação realista destes reservatórios e, para suprir esta lacuna, o estudo de análogos surge como uma ferramenta para complementar as informações. A presença de fraturas na matriz rochosa torna a modelagem complexa e exige modelos numéricos representem a hidrodinâmica dos dois meios presentes. As malhas tridimensionais precisam representar as estruturas geológicas possibilitando simulações com menor custo computacional. Uma opção de modelagem acoplada, mas sem aumento do custo computacional, é o emprego da estratégia de Pseudo Acoplamento em softwares que resolvem o problema hidráulico, porém incorporam o efeito geomecânico através da adoção de tabelas que relacionam poropressão e multiplicadores de porosidade e permeabilidade. Estas tabelas são geradas de forma explícita empregando-se uma modelagem hidro-mecânica. O objetivo deste trabalho a determinação das propriedades petrofísicas equivalentes e sua relação com o campo de pressões, ou seja, a obtenção de tabelas de pseudoacoplamento considerando simulação em elementos finitos com acoplamento hidromecânico, empregando o modelo de Barton Bandis para determinação do fechamento das fraturas. Compõe também o objetivo a construção de um programa para auxiliar a geração automatizada de malhas tridimensionais de reservatórios naturalmente fraturados. As simulações adotaram um reservatório sob condição edométrica, para diferentes valores de poropressão, uma vez que é um contexto geomecânico condizente com reservatórios depletados. Além dos cenários de validação, foram analisados dois problemas realistas, sendo o primeiro referente à uma célula de simulação de reservatório carbonático naturalmente fraturado do Pré-Sal brasileiro, neste avaliou-se o impacto da deformação das fraturas no cálculo do fechamento das aberturas. O segundo consistindo em um bloco de simulação contemplando dados geológicos e geomecânicos dos laminitos da Formação Crato, NE-Brasil, que corresponde a análogo de uma feição do Pré-Sal, avaliando a interferência de diferentes sistemas de fraturas na permeabilidade global equivalente do reservatório. As malhas geradas representaram adequadamente as feições geológicas dos reservatórios com grande densidade de fratura. As deformações provenientes das fraturas no cálculo do fechamento final das aberturas não geraram impacto considerável na permeabilidade global do reservatório. E os resultados obtidos, mostram que diferentes esquemas de fraturas produzem impacto na permeabilidade global do reservatório. A presença de fraturas horizontais, mesmo que possuam baixa permeabilidade, promoverão um aumento na permeabilidade global do reservatório.