BNW-Energy (Norway)

A concepção do modelo geológico, etapa intrínseca à simulação de reservatórios, gera elevado número de dados, entre eles as propriedades petrofísicas do meio poroso. Isso impossibilita que o processo de simulação computacional seja realizado diretamente nesses modelos, devido a restrições de tempo e de processamento, apesar do constante avanço tecnológico. Com o intuito de se simplificar esse modelo, diferentes técnicas de homogeneização das propriedades podem ser aplicadas. No entanto, se o processo de homogeneização for realizado de maneira inadequada, os resultados não serão confiáveis e acurados e, consequentemente, a tomada de decisão é prejudicada. Este trabalho foi realizado com o objetivo de se avaliar a aplicação das técnicas de média, mais especificamente, a harmônica, a geométrica e a aritmética, e da técnica flow-based sobre dados de permeabilidade de um modelo representativo com geometria ¼ de five-spot, cujas dimensões horizontais e vertical são iguais a 2.000 m e 40 m, respectivamente. O modelo descrito foi discretizado em três níveis de engrossamento de malha. Através da observação do fator de recuperação de óleo, da derivada do fator de recuperação de óleo e do water cut, foi possível afirmar que a aplicação da técnica flow-based na malha intermediária forneceu o melhor equilíbrio entre os casos, por apresentar menor tempo de simulação e um desvio razoável de 2,44% em comparação à malha mais refinada, fixando-se o water cut em 0,8.