Multiscale modeling of the hydromechanical behavior of fractured reservoirs

Abstract

Uma parte significativa dos reservatórios geotérmicos e de petróleo e gás possuem fraturas naturais que impactam sua performance. Quando essas discontituidades se encontram na escala subsísmica, sua incorporação aos modelos numéricos é desafiadora, pois os custos computacionais de sua representação explícita são geralmente proibitivos. As soluções mais populares que consideram o efeito dessas fraturas de pequena escala são os modelos de dupla porosidade e o cálculo de propriedades equivalentes (upscaling). No entanto, enquanto os modelos de dupla porosidade consideram geometrias muito idealizadas e pouco representativas de redes de fraturas reais, as técnicas tradicionais de upscaling não são capazes de capturar a influência dinâmica das fraturas, cujas permeabilidades mudam continuamente durante a vida produtiva do reservatório. Esta tese desenvolve métodos e ferramentas computacionais para a modelização multiescala do comportamento hidromecânico de reservatórios contendo redes complexas de fraturas. O método multiescala adotado é uma adaptação do Médoto dos Elementos Finitos (MEF) multi-nível, em que a microescala e a macroescala são resolvidas simultaneamente com o FEM e acopladas de acordo com os princípios da homogenização. A modificação aqui proposta é denominada método Box multi-nível, pois o MEF foi substituído pelo método Box. Ao contrário das técnicas convencionais de upscaling, este método captura os efeitos dinâmicos das heterogeneidades sem a necessidade de definir modelos constitutivos para a macroescala. No nível do Volume Elementar Representativo (VER), as fraturas são geradas de maneira estocástica e representadas por elementos de interface. Um programa de código aberto foi estendido para comportar simulações hidromecânicas em meios fraturados elastoplásticos. Uma nova metodologia estatística baseada no Teorema do Limite Central para definir o tamanho do VER de meios fraturados estocásticos foi proposta. Além disso, dois métodos para a imposição de condições de contorno periódicas foram adaptados para meios contendo elementos de interface. Os métodos e ferramentas desenvolvidos foram aplicados em um caso sintético de depleção de um reservatório inspirado em um carbonato fraturado real. O método multiescala foi capaz de representar a perda de produtividade causada pelo fechamento das fraturas e a evolução anisotrópica dos campos de poropressão.