DFA e análise de agrupamento aplicadas a perfis de porosidade neutrônico em poços de petróleo

Peng was the first to work with the Technical DFA (Detrended Fluctuation Analysis), a tool capable of detecting auto-long-range correlation in time series with non-stationary. In this study, the technique of DFA is used to obtain the Hurst exponent (H) profile of the electric neutron porosity of the 52 oil wells in Namorado Field, located in the Campos Basin -Brazil. The purpose is to know if the Hurst exponent can be used to characterize spatial distribution of wells. Thus, we verify that the wells that have close values of H are spatially close together. In this work we used the method of hierarchical clustering and non-hierarchical clustering method (the k-mean method). Then compare the two methods to see which of the two provides the best result. From this, was the parameter � (index neighborhood) which checks whether a data set generated by the k- average method, or at random, so in fact spatial patterns. High values of � indicate that the data are aggregated, while low values of � indicate that the data are scattered (no spatial correlation). Using the Monte Carlo method showed that combined data show a random distribution of � below the empirical value. So the empirical evidence of H obtained from 52 wells are grouped geographically. By passing the data of standard curves with the results obtained by the k-mean, confirming that it is effective to correlate well in spatial distribution

Aplicação de análise de séries temporais em perfis de poço

Esta tese descreve a aplicação de análise de séries temporais em perfis de poço. Através desta técnica é possível avaliar-se a repetição e a resolução vertical de perfis, e determinar-se o intervalo de amostragem e a velocidade de perfilagem ideais para diferentes perfis. A comparação entre três poços é também feita, baseada num mesmo tipo de perfil. Para tanto, na seqüência utilizada, procurou-se manter num mesmo domínio os dados cuja quantidade total de amostras (N) por perfil não ultrapassou 2048. Desses dados, foram inicialmente retirados o valor médio das amostras e o alinhamento polinomial algébrico eventualmente nelas embutido. Em seguida, foi efetuada a aplicação do ponderador cossenoidal, do filtro passa-alta, da janela Hanning, do cálculo da função coerência, do espectro de fase, da razão sinal-ruído e dos espectros de potência do sinal e do ruído, nesta ordem. Para a função coerência, fez-se necessário o cálculo dos níveis de confiança de 50%, 90% e 95%. O cálculo do primeiro nível teve por base a necessidade de se determinar a resolução vertical de alguns perfis, e dos demais, a fim de que fosse obtida uma informação referente à localização daqueles níveis para a coerência calculada. Em relação ao espectro de fase, seu cálculo surgiu da necessidade de se obter uma informação adicional a respeito dos perfis manipulados, ou seja, o conhecimento da ocorrência ou não de deslocamento relativo de profundidade entre a seção principal e a seção repetida. A razão sinal-ruído foi calculada no sentido de possibilitar a comparação, como elemento avaliador dos diversos tipos de perfis, com a coerência e o cálculo dos espectros de potência. Os espectros de potência do sinal e do ruído foram calculados para se ter mais um parâmetro de avaliação da seção repetida, já que em tese, os espectros de potência do sinal e do ruído da seção repetida devem ser iguais aos respectivos espectros da seção principal. Os dados utilizados na aplicação da metodologia proposta foram fornecidos pela PETROBRÁS e oriundos de quatro poços da Bacia Potiguar emersa. Por questões de sigilo empresarial, os poços foram identificados como poços A, B, C e D. A avaliação da repetição entre diferentes tipos de perfis indica que, para o poço A, o perfil micro-esférico (MSFL) tem repetição melhor do que o perfil de porosidade neutrônica (CNL), o qual tem, por sua vez, repetição melhor do que o perfil de raios gama normal (GR). Para os perfis do poço D, uma diminuição da velocidade de perfilagem de 550 m/h para 275 m/h é vantajosa apenas para o perfil de porosidade neutrônica. Já a velocidade de perfilagem de 920 m/h, utilizada, na obtenção dos perfis do poço C, é totalmente inadequada para os perfis de resistividade (MSFL, ILD e ILM). A diminuição do intervalo de amostragem de 0,20 m para 0,0508 m, nos perfis de raios gama e de porosidade neutrônica, e 0,0254 m para o perfil de densidade, apresenta bons resultados quando aplicada no poço D. O cálculo da resolução vertical indica, para o perfil de porosidade neutrônica, uma superioridade qualitativa em relação ao perfil de raios gama normal, ambos pertencentes ao poço A. Para o poço C, o perfil micro-esférico apresenta uma resolução vertical na mesma ordem de grandeza da resolução do perfil de raios gama do poço B, o que evidencia ainda mais a inconveniência da velocidade de perfilagem utilizada no poço C. Já para o poço D, o cálculo da resolução vertical indica uma superioridade qualitativa do perfil de densidade de alta resolução em relação ao perfil de raios gama de alta resolução. A comparação entre os poços A, B e D, levada a efeito através dos respectivos perfis de porosidade neutrônica normais, comprova que a presença de ruído aleatório, em geral, está diretamente ligada à porosidade da formação - uma maior porosidade indica uma presença maior de ruído e, por conseguinte, uma queda qualitativa no perfil obtido. A análise do espectro de fase de cada perfil indica um deslocamento em profundidade, existente entre as seções principal e repetida de todos os perfis do poço C. E isto pôde ser confirmado com a posterior superposição das seções.

Correlação de poços com múltiplos perfis através da rede neural multicamadas

A correlação estratigráfica busca a determinação da continuidade lateral das rochas, ou a equivalência espacial entre unidades litológicas em subsuperfície, a partir de informações geológico-geofísicas oriundas de poços tubulares, que atravessam estas rochas. Normalmente, mas não exclusivamente, a correlação estratigráfica é realizada a partir das propriedades físicas registradas nos perfis geofísicos de poço. Neste caso, busca-se a equivalência litológica a partir da equivalência entre as propriedades físicas, medidas nos vários poços de um campo petrolífero. A técnica da correlação estratigráfica com perfis geofísicos de poço não é uma atividade trivial e sim, sujeita a inúmeras possibilidades de uma errônea interpretação da disposição geométrica ou da continuidade lateral das rochas em subsuperfície, em função da variabilidade geológica e da ambigüidade das respostas das ferramentas. Logo, é recomendável a utilização de um grande número de perfis de um mesmo poço, para uma melhor interpretação. A correlação estratigráfica é fundamental para o engenheiro de reservatório ou o geólogo, pois a partir da mesma, é possível a definição de estratégias de explotação de um campo petrolífero e a interpretação das continuidades hidráulicas dos reservatórios, bem como auxílio para a construção do modelo geológico para os reservatórios, a partir da interpretação do comportamento estrutural das diversas camadas em subsuperfície. Este trabalho apresenta um método de automação das atividades manuais envolvidas na correlação estratigráfica, com a utilização de vários perfis geofísicos de poço, através de uma arquitetura de rede neural artificial multicamadas, treinada com o algoritmo de retropropagação do erro. A correlação estratigráfica, obtida a partir da rede neural artificial, possibilita o transporte da informação geológica do datum de correlação ao longo do campo, possibilitando ao intérprete, uma visão espacial do comportamento do reservatório e a simulação dos possíveis paleoambientes. Com a metodologia aqui apresentada foi possível a construção automática de um bloco diagrama, mostrando a disposição espacial de uma camada argilosa, utilizando-se os perfis de Raio Gama (RG), Volume de Argila (Vsh), Densidade (ρ_b) e de Porosidade Neutrônica (φ_n) selecionados em cinco poços da região do Lago Maracaibo, na Venezuela.

Determinação estatística dos contatos fluidos em perfis de poço

No interior dos reservatórios petrolíferos, o efeito da gravidade produz naturalmente a segregação dos fluidos presentes. Em razão basicamente das forças capilares não existe uma superfície definida de separação entre cada dois fluidos. No entanto, é comum na engenharia de petróleo admitir-se uma superfície convencional de separação dos fluidos. À essa superfície dá-se o nome de interface fluida ou contato fluido. A obtenção da localização dos contatos fluidos no interior dos reservatórios, como os contatos óleo-água, contatos gás-água e os contatos gás-óleo, sem a interpretação completa dos perfis geofísicos ou a realização dos procedimentos diretos dos testes de formação é um problema de difícil solução para a indústria do petróleo. O posicionamento em profundidade dos contatos pode ser utilizado para a definição dos procedimentos de completação do poço e para o posicionamento do canhoneio nos horizontes produtores dos poços verticais. Temos também a aplicação do mapeamento deste parâmetro, para os projetos e controle da perfuração no caso dos poços direcionais e horizontais, que utilizam tal informação para o posicionamento do eixo do poço no interior da zona de hidrocarboneto no reservatório, a fim de se evitar, principalmente, a produção de água. Este trabalho apresenta uma metodologia para a identificação e posicionamento dos contatos fluidos, através da aplicação da técnica da estatística multivariada, chamada de análise discriminante. Nesta aplicação, faz-se uso direto dos perfis de resistividade (R_T), de raios gama natural (RG), de densidade (ρ_b), de porosidade neutrônica (Φ_N), de caliper (Cal) e do perfil de volume de argila (Vcla), como dados de entrada no programa de análise discriminante. Para o caso de depósitos clásticos, com seqüências arenito-folhelho, a análise discriminante fornece ainda a indicação da litologia e as espessuras aparentes dos reservatórios. As curvas de perfis geofísicos aplicadas para a avaliação desta metodologia são provenientes de poços perfurados na bacia do lago Maracaibo, na Venezuela, onde, segundo estudos geológicos, existe a ocorrência de seqüências estratigráficas, com camadas de folhelhos e arenitos, sendo também confirmada a presença de hidrocarbonetos nos poços utilizados neste trabalho.

Identificação de fácies em perfis de poço com algoritmo inteligente

A identificação de fácies em um poço não testemunhado é um dos problemas clássicos da avaliação de formação. Neste trabalho este problema é tratado em dois passos, no primeiro produz-se a codificação da informação geológica ou da descrição das fácies atravessadas em um poço testemunhado em termos das suas propriedades físicas registradas nos perfis geofísicos e traduzidas pelos parâmetros L e K, que são obtidos a partir dos perfis de porosidade (densidade, sônico e porosidade neutrônica) e pela argilosidade (Vsh) calculada pelo perfil de raio gama natural. Estes três parâmetros são convenientemente representados na forma do Gráfico Vsh-L-K. No segundo passo é realizada a interpretação computacional do Gráfico Vsh-L-K por um algoritmo inteligente construído com base na rede neural competitiva angular generalizada, que é especializada na classificação de padrões angulares ou agrupamento de pontos no espaço n-dimensional que possuem uma envoltória aproximadamente elipsoidal. Os parâmetros operacionais do algoritmo inteligente, como a arquitetura da rede neural e pesos sinápticos são obtidos em um Gráfico Vsh-L-K, construído e interpretado com as informações de um poço testemunhado. Assim, a aplicação deste algoritmo inteligente é capaz de identificar e classificar as camadas presentes em um poço não testemunhado, em termos das fácies identificadas no poço testemunhado ou em termos do mineral principal, quando ausentes no poço testemunhado. Esta metodologia é apresentada com dados sintéticos e com perfis de poços testemunhados do Campo de Namorado, na Bacia de Campos, localizada na plataforma continental do Rio de Janeiro, Brasil.

Avaliação da influência da interação polímero-solvente sobre a porosidade de copolímeros de acrilonitrila e divinilbenzeno obtidos por polimerização em suspensão

Neste trabalho, copolímeros à base de acrilonitrila e divinilbenzeno foram sintetizados, utilizando a técnica de polimerização em suspensão, na presença de três agentes porogênicos diferentes (álcool isoamílico, metil-etil-cetona e tolueno). Esses copolímeros foram caracterizados por meio da determinação da densidade aparente, do volume e diâmetro de poros, por microscopia ótica e microscopia eletrônica de varredura e foram avaliados quanto à capacidade de inchamento em heptano e tolueno. O principal intuito dessa pesquisa foi correlacionar a formação da estrutura porosa desses materiais com os principais parâmetros de síntese (grau de diluição dos monômeros, poder solvatante do diluente e teor do agente de reticulação). Desses parâmetros, o que mais influenciou na formação da estrutura porosa desses materiais foi o poder solvatante do diluente. A teoria dos parâmetros de solubilidade de Hansen e Hildebrand foi utilizada com o intuito de fazer uma previsão das características porosas dos copolímeros à base de acrilonitrila e divinilbenzeno sintetizados na presença de três diluentes diferentes. Dentre esses diluentes, o álcool isoamílico foi o pior solvente para os copolímeros de AN-DVB, em todos os teores de agente de reticulação e em todas as diluições utilizadas. O tolueno foi o melhor solvente para os copolímeros que contêm altos teores de agente de reticulação. Estas observações estão de acordo com as previsões dos parâmetros de solubilidade de Hansen e Hildebrand. A metil-etil-cetona foi o melhor solvente para os copolímeros que contêm teores intermediários de agente de reticulação. Esta observação só está condizente com o parâmetro de solubilidade de Hansen.

Microtomografia com Raio X e processamento de imagem na obtenção da porosidade do concreto

O objetivo principal desse trabalho foi utilizar métodos não destrutivos (END), como a microtomografia com Raio X e técnicas de obtenção e processamento de imagens, para obtenção da porosidade do concreto. Foram utilizados dois métodos. Em um método as imagens foram obtidas por meio de microtomografia por Raio X e no outro foi utilizado um escâner comercial para obtenção das imagens. Essas imagens foram processadas por meio de técnicas de processamento de pixel e morfologia matemática. Os resultados obtidos para a porosidade foram comparados com resultado obtido por meio do método proposto pela NBR 9778 (2005) (Absorção de água, índice de vazios e massa específica em argamassa e concreto endurecido). As imagens microtomográficas das amostras de concreto foram obtidas num sistema Skyscan 1172 com 256 tons de cinza, ajustadas em contraste, binarizadas e filtradas. No outro método foi utilizado um Escâner Comercial com resolução de 2400 dpi para adquirir as imagens, sendo também utilizadas técnicas de processamento de pixel e morfologia matemática para processá-las. Os resultados dos valores da porosidade mostraram compatibilidade entre os dois métodos apresentados e o método proposto pela NBR 9778 (2005). Observou-se que os resultados obtidos por microtomografia foram mais confiáveis, mas o método utilizando o escâner comercial se apresentou como um método aceitável por seus resultados e principalmente por seu baixo custo e facilidade de operação.

Avaliação do grau de porosidade de três cimentos endodônticos: estudo realizado com microtomogafia computadorizada e análise digital de imagens

O presente trabalho teve como objetivo avaliar volumetricamente a presença de poros em três cimentos obturadores. Para a análise de porosidade, quatro cilindros de cada cimento foram preparados e escaneados usando um microtomógrafo de alta resolução (Skyscam 1174, Kontich, Bélgica). O cálculo da porosidade foi realizado por meio de análise de imagens digitalizadas dos blocos de cimentos. Os quais foram microtomografados para criação de modelos tridimensionais. A presença de poros e vacúolos foi então avaliada por inferência do software CT analiser. Os resultados mostraram que o i-Root SP teve o menor índice de porosidade (0,07%), enquanto o AH plus e o MTA Fillapex não apresentaram diferenças estatisticamente significativas entre si (p≥0,05). Apesar dos resultados para o índice de porosidade total do MTA Fillapex e do AH plus não terem diferenças significativas(p>0,05), os achados do presente trabalho mostraram que o MTA fillapex obteve resultados significativamente maiores nos volumes médios individuais dos poros internos que o Ah plus e o i-Root SP. Os resultados foram tabulados e analisados estatisticamete através do teste Anova ao nível de significância de 5%.

Medida de porosidade em SiC através de processamento digital de imagens.

Esforços constantes de pesquisa têm sido conduzidos na seleção de materiais, combinando propriedades de interesse (mecânicas, químicas, elétricas ou térmicas), versatilidade de uso, tempo de vida útil elevado e baixo custo de produção. A busca por materiais de elevado desempenho mecânico despertou grande interesse na pesquisa e desenvolvimento dos cerâmicos avançados com aplicações estruturais e funcionais, como o carbeto de silício. Entretanto, a porosidade ainda é vista como fator limitador do alto desempenho destes materiais visto que, acima de determinada porcentagem, reduz largamente sua resistência mecânica. Seu controle atualmente é realizado através de técnicas de alto custo, com a utilização de tomógrafos. Este trabalho buscou validar uma nova técnica, onde a porosidade foi avaliada através de processamento digital de imagens de microscopia ótica do material previamente lixado e polido em diversas profundidades, com controle dos parâmetros de lixamento e polimento. Esta nova metodologia mostrou-se apropriada e menos dispendiosa para a quantificação da porosidade do carbeto de silício, tendo sido validada para o estudo deste material.

Estudo de porosidade por processamento de imagens aplicada a patologias do concreto

A reação álcali-agregado - RAA é uma patologia de ação lenta que tem sido observada em construções de concreto capaz de comprometer suas estruturas. Sabe-se que a reação álcali-agregado é um fenômeno bastante complexo em virtude da grande variedade de rochas na natureza que são empregadas como agregados no preparo do concreto, podendo cada mineral utilizado afetar de forma distinta a reação ocorrida. Em função dos tipos de estrutura, das suas condições de exposição e dos materiais empregados, a RAA não se comporta sempre da mesma forma, em virtude disto a pesquisa constante neste tema é necessária para o meio técnico e a sociedade. Pesquisas laboratoriais, empíricas e experimentais tem sido rotina em muitos dos estudos da RAA dada ainda à carência de certas definições mais precisas a respeito dos métodos de ensaio, mas também em função da necessidade do melhor conhecimento dos materiais de uso em concretos como os agregados, cimentos, adições, aditivos entre outros e do comportamento da estrutura. Embora técnicas de prevenção possam reduzir significativamente a incidência da RAA, muitas estruturas foram construídas antes que tais medidas fossem conhecidas, havendo no Brasil vários casos de estruturas afetadas, sendo custosos os reparos dessas estruturas. Em estudos recentes sobre o tamanho das partículas de álcali-agregado e sua distribuição foi concluído que o tamanho do agregado está relacionado com o potencial danoso da RAA. Existem ainda indícios de que o tamanho e a distribuição dos poros do concreto também sejam capazes de influenciar o potencial reativo do concreto. Neste trabalho desenvolvemos um Sistema de Visão Artificial (SVA) que, com o uso de técnicas de Processamento de Imagens, é capaz de identificar em imagens de concreto, agregado e poros que atendam em sua forma, às especificações do usuário, possibilitando o cálculo da porosidade e produzindo imagens segmentadas à partir das quais será possível extrair dados relativos à geometria desses elementos. Serão feitas duas abordagens para a obtenção das imagens, uma por Escâner Comercial, que possui vantagens relacionadas à facilidade de aquisição do equipamento, e outra por micro tomógrafo. Uma vez obtidas informações sobre as amostras de concreto, estas podem ser utilizadas para pesquisar a RAA, comparar estruturas de risco com estruturas antigas de forma a melhorar a previsão de risco de ocorrência, bem como serem aplicadas a outras no estudo de outras patologias do concreto menos comuns no nosso país, como o efeito gelo/degelo.

Simulação de estruturas meandriformes por objectos e estatísticas multiponto e avaliação da porosidade – aplicação a reservatórios siliciclásticos

Neste trabalho apresenta-se uma metodologia destinada a simular a morfologia e a porosidade de canais de areia em reservatórios fluviais. Como informação de partida utilizam-se um ou vários canais de areia de treino, em estrutura vectorial, que sejam representativos do reservatório, e leis de distribuição das dimensões largura e profundidade dos canais. Para a simulação da morfologia dos canais de areia, são calculados os ângulos azimutais de todos os segmentos de recta das linhas poligonais que constituem os canais de treino, a que se segue a codificação em classes de azimute e a determinação de estatísticas multiponto destas classes. Seguidamente, faz-se a simulação estocástica dos novos canais no volume do reservatório, ou seja, são geradas novas linhas poligonais condicionadas às estatísticas multiponto, a que se associam as dimensões largura e profundidade. Este algoritmo multiponto é muito eficiente, porque é a 1D, e contorna a problemática da variável azimute ser do tipo circular. A avaliação da porosidade é feita em simultâneo na conversão do modelo vectorial da morfologia dos canais de areia para o modelo matricial da malha de blocos do reservatório. Para cada bloco reservatório é contabilizada a proporção de não canal / canal e das fácies conforme um modelo conceptual de zonamento na secção do canal. A estimativa da porosidade média de cada bloco do reservatório é obtida pela soma do produto da proporção de cada fácies pela respectiva porosidade de referência. Para ilustrar as potencialidades da metodologia proposta apresenta-se um caso de estudo com dados sintéticos. De acordo com critérios geológicos e estratigráficos, consideraram-se quatro fácies na secção do canal que são discriminadas lateralmente e em profundidade por valores de referência de porosidade. O algoritmo de simulação morfológica capturou adequadamente a morfologia das imagens de treino e gerou várias imagens equiprováveis que depois foram convertidas em porosidade.

Investigación de la sensibilidad del análisis por activación neutrónica de algunos elementos utilizando una fuente de baja intensidad [por] Daniel Anguiano García

Tesis (Maestría en Ciencias con Especialidad en Ingeniería Nuclear) U.A.N.L.

Controle da porosidade em fases vítreas formadas pela ação de fundentes em cerâmicas gresificadas

O presente trabalho teve como objetivo investigar os fenômenos que controlam a porosidade em corpos cerâmicos com fases vítreas, formadas pela ação de fundentes, e associá-los com sua microestrutura final. Foram selecionados os fundentes albita, feldspato alcalino, wollastonita e espodumênio, representativos daqueles comercializados no setor cerâmico, a partir de critérios como teor e tipo de álcali, e teor em SiO2 e Al2O3 na composição química. Estes fundentes foram formulados com cada uma das seguintes matérias-primas e combinações destas: quartzo, caulim e talco. As composições foram formuladas com o objetivo de obter-se uma gama de diferentes microestruturas, variando porosidade, e a presença de fases vítreas ou cristalinas. Os corpos cerâmicos foram obtidos em fornos elétricos, tipo mufla, variando-se a temperatura entre 1140 e 1260°C, conforme a formulação investigada. Foram determinadas as propriedades dos corpos cerâmicos, como porosidade aparente, absorção de água e retração linear. Os resultados obtidos foram associados com sua microestrutura e formulação. Para tanto, fez-se uso de microscopia eletrônica de varredura e difratometria de raios-X. Em especial, a porosidade foi avaliada quanto sua distribuição, morfologia e tamanho, e sua influência na definição da microestrutura final, e relação com propriedades dos corpos cerâmicos investigados. Os resultados obtidos indicaram que o comportamento dos fundentes em massas cerâmicas define decisivamente a formação da porosidade em função da composição química do fundente e da combinação desta com a dos outros constituintes da massa cerâmica. O espodumênio forma fase vítrea reagindo basicamente com o quartzo em baixas temperaturas, retendo a porosidade principalmente junto às trincas de contração do mesmo. A albita propicia na expansão da porosidade e interconexão da mesma. O feldspato alcalino forma um líquido de maior viscosidade mantendo a menor porosidade e de maneira mais isolada. A wollastonita reage de modo diferenciado dos demais no que diz respeito à sílica presente, reagindo melhor na presença do alumínio e do magnésio.

Estudo da injeção de CO2 em reservatórios carbonáticos de dupla-porosidade

As rochas carbonáticas ocupam, numa visão global, um expressivo volume da crosta terrestre. De maneira geral, pode-se dizer que essas rochas estão presentes nas diversas unidades litoestatigráficas da Terra. Os reservatórios carbonáticos são reservas naturalmente fraturadas que exigem uma abordagem diferenciada na modelagem em programas de simulação numérica. Os modelos de dupla porosidade são descritos por funções de tranferências que modelam o fluxo de óleo entre matriz e fraturas. Em um reservatório carbonático naturalmente fraturado o sistema de fraturas é determinante no escoamento de fluidos dentro da reserva. Os maiores reservatórios carbonáticos do mundo estão situados no Oriente Médio e na América do Norte. As maiores reservas de óleo brasileiras encontradas neste tipo de reservatório estão localizadas nos campos do Pré-Sal. No Pré-Sal, um volume significativo de dióxido de carbono é produzido juntamente com o óleo. A disponibilidade de um volume consideravél de dióxido de carbono derivado da produção de óleo no Pré-Sal favorece a utilização dos processos de EOR (Enhanced Oil Recovery) por injeção de gás. O processo de injeção de dióxido de carbono vem sendo utilizado em uma grande quantidade de projetos pelo mundo. A afinidade existente entre o óleo e o dióxido de carbono causa uma frente miscível entre as duas fases causando inchamento e vaporização do óleo dentro do reservatório. Para o estudo, foi utilizado um modelo base de reservatório de dupla-porosidade, desenvolvido pela CMG para o 6° Projeto de Soluções Comparativas da SPE, que modela sistemas de fraturas e de matriz e a tranferência de massa fluida entre elas, características de reservatórios naturalmente fraturados. Foi feita uma análise da injeção de diferentes vazões de dióxido de carbono no modelo base e em modelos semelhantes, com aumento e redução de 5 e 0.5 pontos nas propriedades de porosidade e permeabilidade da matriz, respectivamente, tendo a produção de óleo como resultado. A injeção de 25 milhões de pés cúbicos por dia de CO2 foi a vazão que obteve a melhor fator de recuperação

Sistema inteligente para estimar a porosidade em sedimentos a partir da análise de sinais GPR

This Thesis presents the elaboration of a methodological propose for the development of an intelligent system, able to automatically achieve the effective porosity, in sedimentary layers, from a data bank built with information from the Ground Penetrating Radar GPR. The intelligent system was built to model the relation between the porosity (response variable) and the electromagnetic attribute from the GPR (explicative variables). Using it, the porosity was estimated using the artificial neural network (Multilayer Perceptron MLP) and the multiple linear regression. The data from the response variable and from the explicative variables were achieved in laboratory and in GPR surveys outlined in controlled sites, on site and in laboratory. The proposed intelligent system has the capacity of estimating the porosity from any available data bank, which has the same variables used in this Thesis. The architecture of the neural network used can be modified according to the existing necessity, adapting to the available data bank. The use of the multiple linear regression model allowed the identification and quantification of the influence (level of effect) from each explicative variable in the estimation of the porosity. The proposed methodology can revolutionize the use of the GPR, not only for the imaging of the sedimentary geometry and faces, but mainly for the automatically achievement of the porosity one of the most important parameters for the characterization of reservoir rocks (from petroleum or water)