Incorporação do vínculo de suavidade no ajuste de histórico de reservatórios de petróleo

The history match procedure in an oil reservoir is of paramount importance in order to obtain a characterization of the reservoir parameters (statics and dynamics) that implicates in a predict production more perfected. Throughout this process one can find reservoir model parameters which are able to reproduce the behaviour of a real reservoir.Thus, this reservoir model may be used to predict production and can aid the oil file management. During the history match procedure the reservoir model parameters are modified and for every new set of reservoir model parameters found, a fluid flow simulation is performed so that it is possible to evaluate weather or not this new set of parameters reproduces the observations in the actual reservoir. The reservoir is said to be matched when the discrepancies between the model predictions and the observations of the real reservoir are below a certain tolerance. The determination of the model parameters via history matching requires the minimisation of an objective function (difference between the observed and simulated productions according to a chosen norm) in a parameter space populated by many local minima. In other words, more than one set of reservoir model parameters fits the observation. With respect to the non-uniqueness of the solution, the inverse problem associated to history match is ill-posed. In order to reduce this ambiguity, it is necessary to incorporate a priori information and constraints in the model reservoir parameters to be determined. In this dissertation, the regularization of the inverse problem associated to the history match was performed via the introduction of a smoothness constraint in the following parameter: permeability and porosity. This constraint has geological bias of asserting that these two properties smoothly vary in space. In this sense, it is necessary to find the right relative weight of this constrain in the objective function that stabilizes the inversion and yet, introduces minimum bias. A sequential search method called COMPLEX was used to find the reservoir model parameters that best reproduce the observations of a semi-synthetic model. This method does not require the usage of derivatives when searching for the minimum of the objective function. Here, it is shown that the judicious introduction of the smoothness constraint in the objective function formulation reduces the associated ambiguity and introduces minimum bias in the estimates of permeability and porosity of the semi-synthetic reservoir model

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico

O processo de ajuste de histórico de produção em um reservatório de petróleo é de fundamental importância para que se possa obter uma caracterização dos parâmetros do reservatório (estáticos e dinâmicos) que implique em uma previsão de produção mais acurada. Através deste processo pode-se encontrar parâmetros para um modelo de reservatório que sejam capazes de reproduzir o comportamento do reservatório real. Assim, esse modelo de reservatório pode ser utilizado em previsões de produção e no auxílio ao gerenciamento do campo de óleo/gás. No processo de ajuste de histórico, os parâmetros do modelo do reservatório são modificados e para cada modelo com o novo conjunto de parâmetros, uma simulação de fluxo é realizada para que se possa avaliar se este conjunto reproduz ou não as curvas de produção de um reservatório real. O reservatório é ajustado quando as discrepâncias entre as previsões do modelo de reservatório e a do reservatório real são abaixo de certa tolerância. Determinar um modelo de reservatório por meio do processo de ajuste de histórico requer a minimização de uma função objetivo (diferença entre a produção observada e simulada) em um espaço de parâmetros que em geral possui muitos mínimos, ou seja, mais de um modelo de reservatório ajusta as observações. No sentido da não-unicidade da solução, o problema inverso associado ao processo de ajuste de histórico é mal-posto. A fim de reduzir esta ambigüidade e regularizar o problema, é necessária a incorporação de informações a priori e de vínculos nos parâmetros do reservatório a serem determinados. Neste trabalho, a regularização do problema inverso associado ao ajuste de histórico foi realizada por meio da introdução de um vínculo de suavidade nos parâmetros: porosidade e permeabilidade, de um reservatório. Esse vínculo possui o viés geológico de que os valores de porosidade e permeabilidade variam suavemente ao longo do reservatório. Nesse sentido, é necessário encontrar um valor do peso deste vínculo, na função objetivo, que estabilize o problema e ainda introduza nos parâmetros do modelo de reservatório o menor viés geológico possível