Orientador: Denis José SchiozerDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de GeociênciasResumo: O alto nível de incertezas durante a fase exploratória de projetos de petróleo torna o processo decisório desafiador. Uma forma de reduzir incertezas é coletar informações de reservatório a partir de fontes dinâmicas, tais como os testes de formação e perfilagens de produção. Essas incertezas devem ser incorporadas nos estudos integrados de caracterização e modelagem do reservatório para gerar modelos de simulação probabilísticos (cenários). As informações podem mitigar as incertezas e melhorar o processo de análise de decisão destes projetos. O objetivo deste trabalho é avaliar uma metodologia para atualizar modelos de reservatório durante a caracterização, modelagem e ajuste de histórico ao incorporar dados de testes e perfilagens de produção, visando melhor previsão de produção. A metodologia proposta consiste na geração de equações phi-log(k) derivadas da interpretação de testes e perfilagens para atualizar a distribuição de permeabilidade em cenários probabilísticos sem perder a coerência geológica. Adicionalmente, é avaliado como o ajuste de histórico dos dados de teste pode auxiliar na redução de incertezas. O resultado da incorporação é avaliado para um número crescente de testes num caso sintético baseado em dados reais de um reservatório localizado na Bacia de Campos. Os resultados são comparados com o mesmo modelo de reservatório utilizando equações phi-log(k) clássicas oriundas de ensaios laboratoriais. Os resultados mostram que a incorporação desses dados pode melhorar a previsibilidade de produção, mensurada pelas curvas de risco do valor presente líquido e da produção de óleo. Adicionalmente, é mostrado como o ajuste de histórico das derivadas de pressão pode reduzir a variabilidade e melhorar a previsão de produção de óleo futura. Os resultados ainda mostram, no entanto, que ajuste de histórico das derivadas não melhorou as previsões da produção e injeção de água. A maior contribuição deste trabalho é avaliar como uma nova informação procedente de testes de formação e perfilagens de produção melhora a consistência de modelos de reservatório numa fase inicial de desenvolvimento de um campo. O fato de se usar um caso benchmark com resposta conhecida proporcionou análises qualitativas e quantitativas da eficácia da metodologia propostaAbstract: Economic decisions during the early phases of oilfield projects are challenging. One way to reduce uncertainties is to gather reservoir information from dynamic sources such as well tests and production logging. These uncertainties must be incorporated into reservoir characterization and geomodelling in order to generate probabilistic simulation models (scenarios). The information can mitigate uncertainties and improve the decision analysis process on these projects. The objective of this work is to evaluate a methodology to update reservoir models during reservoir characterization, geomodelling, and history matching, by incorporating well test and production logs, aiming better production forecasts. The proposed methodology consists of generating phi vs. log(k) equations derived from well test and production logging interpretation in order to update the permeability distribution in probabilistic scenarios without losing geological consistency. Additionally, we evaluate how the history matching process can mitigate uncertainties. For an increasing number of well tests, we evaluate the result of the incorporation in a synthetic field based on data from a real reservoir located in Campos Offshore Basin, Brazil. We compared the results with the same reservoir model using classical phi-log(k) equations from laboratory experiments. Results show that well test incorporation can improve the production forecast measured by the risk curves of the net present value and oil production. Results also indicate that the history matching of the pressure derivatives reduces the variability of the reservoir future oil production. However, the history matching of the derivative curve did not improve water production and injection curves. The main contribution of this work is to evaluate how new information derived from well test and production logging improves the consistency of reservoir models in early development of petroleum fields. The use of a benchmark case allowed us to test the efficiency of the proposed methodology in a qualitative and quantitative wayMestradoReservatórios e GestãoMestre em Ciências e Engenharia de Petróle
