Predicting Fluid-Flow In Naturally Fractured Reservoirs

Prever o fluxo de fluidos de reservatórios fraturados é um fator chave para tomar a decisão correta de desenvolvimento de um campo, como a colocação de poços futuros. Modelos de vazão precisos são difíceis de alcançar em qualquer campo, simplesmente devido à escassez de dados de poços e afloramentos existentes. Em reservatórios fraturados, os problemas são agravados pela natureza altamente heterogênea das rochas. Assim, prever o comportamento do fluxo de fluido em reservatórios naturalmente fraturados é um desafio na engenharia de petróleo. a extração bemsucedida de hidrocarbonetos de muitos alvos de exploração e de desenvolvimento restantes depende da criação de novas abordagens para prever os atributos naturais de fratura. Portanto, devemos desenvolver uma nova compreensão e tecnologia para prever detalhes de padrões de fratura relacionados ao fluxo de fluido subsuperficial. Nos últimos anos, o interesse aumentou consideravelmente no fluxo e transporte em rochas fraturadas de baixa permeabilidade. Duas classes de modelos usados para descrever fenômenos de fluxo e transporte em reservatórios de fratura são modelos discretos e contínuos (ou seja, porosidade dupla). Por outro lado, a representação diagonal da permeabilidade, habitualmente utilizada em um modelo de porosidade dupla, é válida apenas para os casos em que as fraturas são paralelas a um dos eixos principais. Essa suposição não pode descrever adequadamente as características do fluxo com variação no espaçamento, comprimento e orientação das fraturas.