Avaliação de parâmetros que impactam as simulações de fluxo acopladas parcialmente à geomecânica : estudo de um reservatório siliciclástico brasileiro

Abstract

Este trabalho utiliza a simulação de fluxo acoplada à geomecânica para quantificar a deformação das rochas como resultado da produção nos reservatórios de petróleo. O módulo para simulações acopladas emprega o software comercial Imex® como simulador de fluxo e um simulador mecânico em elementos finitos em Matlab®, empregando esquemas de acoplamento parcial one way, two way e de pseudoacoplamento. Os problemas de fluxo e mecânico são acoplados pela alteração das pressões, da compressibilidade dos poros, da permeabilidade absoluta e da porosidade. As simulações foram realizadas para o Campo de Namorado (Bacia de Campos, Brasil) para avaliar os aspectos que impactam o procedimento de acoplamento parcial, tais como refinamento das malhas de fluxo e mecânica, frequência e variáveis de acoplamento, propriedades das rochas e dos fluidos. O objetivo consiste em avaliar a influência do comportamento mecânico do reservatório nas previsões de produção, e como reduzir o custo computacional das simulações acopladas. Os resultados mostraram que reduzir apenas o refinamento vertical da malha mecânica, em relação à malha de fluxo, acelerou o tempo total de execução da simulação acoplada one-way em cinco vezes, sem perder acurácia da solução. Nas simulações acopladas two-way, a compressibilidade dos poros foi o parâmetro de acoplamento que demonstrou maior influência nas previsões de produção, representado uma diferença de 93% na recuperação de óleo a depender da forma como esse parâmetro foi determinado. Para os cenários avaliados, uma elevada frequência de acoplamento (quantidade de vezes que o problema mecânico foi resolvido) não resultou em diferenças significativas nas previsões de produção e nas deformações calculadas. Assim, a definição dos passos de tempo de acoplamento empregando um algoritmo de verificação da variação do volume poroso resultou em um ganho de aproximadamente 3,3 horas do tempo total de simulação. As simulações acopladas two-way previram maior recuperação de óleo do que a simulação de fluxo tradicional, representando uma diferença de 3,5%. O esquema de pseudoacoplamento, em que as tabelas de multiplicadores foram geradas através das simulações acopladas two-way, foi atrativo para quantificar as alterações da porosidade e permeabilidade do reservatório em estudo com custo computacional similar ao da simulação de fluxo tradicional. Foi possível explicar a contribuição positiva da variação do volume poroso para aumentar a produção de óleo e reduzir a produção do gás livre pela análise estatística de componentes principais, através de 60 cenários de simulação variando tanto as propriedades do óleo, quando os parâmetros elásticos das rochas.