Fast simulation models applied to polymer flooding in heterogeneous reservoirs

Orientador: Denis José SchiozerDissertação (mestrado) ¿ Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de GeociênciasResumo: A comparação entre as técnicas de injeção para recuperação avançada de petróleo exige precisão dos resultados dos modelos de simulação para garantir a confiabilidade do estudo e rapidez na análise para a celeridade do processo de decisão. A análise de dados relevantes, incluindo as incertezas, visa melhorar o processo de decisão e requer um grande número de simulações. Devido ao grande tempo de simulação gerado pelo detalhamento dos modelos de reservatórios pela melhoria de técnicas geoestatísiticas, engenheiros demandam modelos rápidos que mantenham a confiabilidade, especialmente para casos utilizando reservatórios complexos. Modelos rápidos são necessários porque a simulação do modelo refinado exigiria um esforço computacional excessivo para avaliar os diversos cenários possíveis utilizados na análise de decisão. Portanto, o objetivo do trabalho proposto é estabelecer uma abordagem para avaliar e quantificar o impacto que o tamanho da malha gera na precisão dos resultados e nos tempos de simulação. Aplicando a metodologia a um modelo de reservatório heterogêneo de óleo pesado (sendo excelente candidato a injeção de polímeros), dois metamodelos são comparados, dos quais: (1) seleção e corte da área de drenagem de poços de interesse (AD) mantendo o refinamento da malha do modelo de referência; (2) executar transferência de escala (TE) do modelo de referência buscando preservar as principais características do reservatório. Estes dois metamodelos são comparados com o modelo de referência, avaliando indicadores de produção dos poços, considerando as estratégias de produção para injeção de água e de polímeros para que os resultados sejam mais condizentes com a realidade. São avaliados cenários incertos com relação aos diversos fenômenos físicos da injeção de polímeros, buscando dar mais robustez à metodologia proposta. Os resultados mostram uma redução média de tempo de simulação de 65% para ambos os metamodelos em comparação com o modelo de referência. O metamodelo AD mostra uma precisão dos resultados de produção significativamente superior ao do metamodelo TE. Em conclusão, a técnica de área de drenagem oferece uma boa alternativa sendo uma ferramenta mais rápida e confiável no caso aplicado. Este trabalho apresenta também uma metodologia utilizada para construir modelos rápidos e é capaz de comparar seu impacto especialmente quando se utiliza estratégias de recuperação avançada de petróleo e/ou reservatórios complexosAbstract: The comparison between flooding techniques for enhanced oil recovery requires accuracy of the simulation models results to ensure the reliability of the study quick analysis to celerity of decision process. The analysis of relevant data, including uncertainties aims to improve the decision-making process and requires a large amount of simulations runs. Due to high simulation time generated by the detailing of reservoir models given by the improvement of geostatistical techniques, engineers demand fast models that maintain the reliability, especially for cases using complex reservoirs. Fast models are necessary because the simulation of the refined model would require an excessive computational effort to evaluate the various possible scenarios used in decision analysis. Thus, the objective of the proposed work is to establish an approach to evaluate and quantify the impact that the grid size generates to the accuracy of results and simulation times. Applying the methodology to a heavy oil heterogeneous reservoir model (being an excellent polymer injection candidate), two proxy models are compared, in which: (1) selection and cutting off the drainage area of wells of interest (AD) keeping the grid refinement of the reference model; (2) perform the upscaling of the reference model (TE) seeking to preserve the main features of the reservoir. These two proxy models are compared with the reference model, evaluating production indicators of wells of interest, considering the production strategies for water injection and polymer so that the results are more consistent with reality. Uncertain scenarios are evaluated regarding the various physical phenomena of polymer flooding, seeking to give more robustness to the proposed methodology. The results show an average simulation time reduction of 65% for both proxy models compared with the reference model. AD proxy model shows an accuracy of significantly higher production results than the proxy model TE. In conclusion, the drainage area technique offers a good alternative being faster and reliable tool for the case applied. Finally, this work presents a methodology to build fast models and is able to compare its impact especially when using advanced enhanced oil recovery and/or complex reservoirsMestradoReservatórios e GestãoMestre em Ciências e Engenharia de Petróleo33003017CAPE