Uma modelagem geologica para caracterizar avanço de agua em um reservatorio turbiditico

Os reservatórios de petróleo, que têm o influxo de água como principal mecanismo de produção, apresentam, geralmente, os mais altos fatores de recuperação. Porém, quando neles ocorre um crescimento exageradamente rápido da razão água-óleo, há uma substancial redução da produção líquida de óleo, podendo vir a afetar a sua recuperação final. O objetivo desta dissertação é promover uma modelagem geológica na escala adequada, incluindo as heterogeneidades inerentes ao reservatório, para compreender o comportamento de produção de um reservatório com características supra-citadas. O modelo gerado deve ser coerente com a elevada produção de água observada e quando for aplicado ao simulador de fluxo, deve identificar os caminhos preferenciais que levam a água até aos intervalos canboneados, de forma a facilitar o processo de drenagem final do reservatório. Na modelagem verificou-se a importância das camadas de folhelhos, de grande extensão lateral, que se constituem em barreiras ao fluxo vertical dos fluidos. Um diagrama de cerca ilustra o modelo físico para o reservatório. Para satisfazer esse modelo, o limite das camadas para a simulação de fluxo coincidem com os limites estabelecidos para essas barreiras de folhelhos. De forma a validar o modelo elaborado e entender a atuação do aqüífero, aplicou-se esse modelo em um simulador de fluxo. Optou-se por desenvolver três diferentes versões de simulação: uma homogênea e duas heterogêneas. Na primeira versão heterogênea, as porosidades variam de célula a célula, tendo uma distribuição bimodal das permeabilidades por camada, de acordo com a litofácies predominante na célula. Na segunda versão, as duas propriedades em questão variam célula a célula. Desenvolveu-se, ainda, uma técnica para estimar e relacionar a porosidade com a permeabilidade no campo em análise. Após ter-se ajustada a segunda versão heterogênea, partiu-se para diversas alternativas de extrapolação de produção. Foram comparados os resultados do caso básico, versão atual dos poços, com novas propostas de locação e diferentes opções de extensão de canhoneios, visando elevar a recuperação de óleo de um reservatório tão problemáticoIt's well know that oil reservoir, with strong water drive, shows high recovery efficiency, but when water-oil ratio production increases rapidly, the ultimate oi! production decreases. The main purpose of this research is to define a geological model for such an oil reservoir, in an appropriate scale, induding heterogeneities, which explains the reservoir performance. Such a mo deI should honor the observed high water-oil ratio, so that the fluid flow simulation should be able to identify the preferential ways by which water flows to the completed wells intervals. The occurrence of some extensive impermeable shale beds, that are the major features of the model, are effective vertical barriers for fluid flow. A fence diagram is adequate for illustration of the physical model The flow simulation was performed defining the vertical limits of the layer adjusted with this shale beds. Three different versions of simulation was developed: one homogeneous and two heterogeneous. In the first heterogeneous version, porosity has changed cell to cell, although the permeability has had a bimodal distribution, by layer, according to the major percentage of litofacies in the cell. In the second version, both properties change cell to cell. Another method was developed to estimate and correlate porosity with permeability in the field in analysis. After had been fitted the second heterogeneous version, different alternatives of production extrapolation were done. The results of the basic case were compared with new propose locations and different new options of completed intervals, looking for improving the oil recovery, in such a problematic reservoi