Métodos de upscaling para modelagem de sistemas de poros: uma integração multiescalar de tamanho de poros e análise de fluxo

• Processo: 24/15599-0
• Modalidade de apoio: Bolsas no Brasil - Doutorado
• Data de Início da vigência: 01 de fevereiro de 2025
• Data de Término da vigência: 30 de junho de 2028
• Área de conhecimento: Ciências Exatas e da Terra - Geociências - Geologia
• Pesquisador responsável: Alexandre Campane Vidal
• Beneficiário: Luis Augusto Antoniossi Mansini
• Instituição Sede: Centro de Estudos de Energia e Petróleo (CEPETRO). Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Campinas , SP, Brasil
• Empresa: Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Faculdade de Engenharia Mecânica (FEM)
• Vinculado ao auxílio: 17/15736-3 - Centro de Pesquisa em Engenharia em Reservatórios e Gerenciamento de Produção de Petróleo, AP.PCPE
• Assunto(s): Porosidade Petrofísica
• Palavra(s)-Chave do Pesquisador: modelagem upscaling | porosidade | Petrofísica

Resumo

Modelar o sistema de poros em rochas carbonáticas é uma tarefa complexa. Ao contrário dos arenitos, que possuem um sistema de poros mais "homogêneo", os carbonatos apresentam uma ampla variedade de tipos de poros e gargantas de poros com tamanhos e morfologias distintas (CHOQUETTE e PRAY, 1970; LUCIA, 1999; LØNØY, 2006). Essa diversidade ocorre devido a uma gama de fatores, como a origem dos grãos carbonáticos, os processos sedimentares, a evolução diagenética e a evolução estrutural da bacia (SKALINSKI e KENTER, 2015). Além disso, o mapeamento da distribuição de porosidade é um desafio para a caracterização de reservatórios, devido à heterogeneidade dos carbonatos no espaço e no tempo. Os carbonatos do pré-sal brasileiro das Formações Barra Velha e Macabu são depósitos lacustres não convencionais, sem formações análogas recentes e sem afloramentos. Assim, muitos esforços têm sido realizados para caracterizar a correlação entre os processos sedimentares e diagenéticos com as características petrofísicas (HERLINGER; ZAMBONATO; DE ROS et al., 2017; BELILA et al., 2020; GOMES et al., 2020), mas poucos deles integram uma análise multiescala, incluindo incertezas. Este projeto foca nos métodos de upscaling para modelar o sistema de poros dos carbonatos do pré-sal, integrando os resultados de porosidade em uma análise multiescala. Para isso, será aplicada uma abordagem baseada em amostras de testemunho, interpretação de imagens de microtomografia computadorizada (micro-CT) de amostras de plugues, tomografia computadorizada convencional (CT) de amostras de testemunhos e imagens de poço (BHI). Os métodos integrarão fluxos de trabalho para a classificação, segmentação e quantificação de tipos de poros em análise multiescala (do micro ao macro), além do uso de métodos de aprendizado de máquina para melhorar o upscaling do sistema de poros. Ao final, uma pequena grade (50*50*5m) será criada para simular as condições do reservatório próximo ao poço selecionado, com o objetivo de caracterizar os padrões de fluxo de fluido em diferentes situações geológicas, sempre levando em consideração a heterogeneidade do reservatório e a distribuição lateral e vertical das propriedades petrofísicas. Quando disponível, os resultados serão comparados com dados de produção.