Fraturas naturais, reservatórios carbonáticos, fechamento de fraturas, topologia, pseudoacoplamento, simulação numérica, elementos finitos, dupla porosidade/dupla permeabilidade

Os reservatórios naturalmente fraturados estão presentes nas diversas unidades litoestratigráficas de folhelhos, arenitos, carbonatos, entre outras. Destacam-se principalmente os reservatórios carbonáticos, que representam grande parte das reservas mundiais de óleo e gás. No Brasil, os reservatórios da camada do Pré-Sal destacam-se por apresentarem características geológicas desafiadoras para engenharia brasileira. O Pré-Sal compreende uma área de aproximadamente 149 mil quilômetros quadrados offshore, entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, com uma profundidade total aproximada de 7 km (Petrobras, 2017). Normalmente a estrutura desses reservatórios é composta por duas estruturas, a matriz rochosa e fraturas, onde as fraturas podem funcionar como canais ou barreiras ao fluxo. Quando as fraturas desenvolvem uma alta condutividade de fluxo provocam a irrupção prematura de água nos poços produtores, comprometendo a eficiência do varrido da matriz do reservatório. (Bratton & Gillespie, 2006) O desenvolvimento dos reservatórios carbonáticos do pré-sal envolve diversos problemas tais como: o acoplamento dos processos de deformação mecânica induzida pela pressão do fluido sobre a rocha matriz e as fraturas, o escoamento do fluido no interior da matriz e das fraturas, a interação dos fluxos de fluido da matriz e das fraturas, as deformações da rocha matriz e das fraturas, entre outros (Adachi et al., 2007; T. Chen et al., 2014). Porém, devido a grande quantidade de processos envolvidos, a

heterogeneidade do meio e a magnitude e direção das tensões in situ tornam a modelagem do problema acoplado hidromecânico muito complexa. A abordagem de dupla porosidade é um dos métodos computacionalmente eficientes e comumente usados para modelar o fluxo no sistema fratura-matriz. Foi introduzido pela primeira vez por (Barenblatt et al., 1960). Nesse modelo, a matriz e a fratura são divididas em dois sistemas independentes: as fraturas são conceituadas para servir como principais vias de fluxo global (as fraturas têm alta permeabilidade e baixo volume de armazenamento), enquanto a matriz contínua, que atua como sumidouros ou fontes principais de armazenamento de fluidos (os blocos matriciais têm alto volume de armazenamento e baixa permeabilidade), estão conectados localmente uns aos outros, bem como interagem direta ou indiretamente com as fraturas de conexão global. Em seguida, o conceito de dupla porosidade foi estendido e aplicado ao campo da engenharia de petróleo por (Warren & Root, 1963) principalmente para análise de testes de pressão.

Dentro da formulação de dupla porosidade/permeabilidade está envolvido o termo de transferência de

fluido entre a matriz e a fratura, relacionado com o fator de forma. Como será visto nos próximos

capítulos, este assunto tem sido estudado por vários autores, os quais desenvolveram valores

constantes do termo de transferência próprios da geometria do modelo analisado. No entanto, essas

constantes de fator de forma não podem explicar totalmente o fenômeno transiente do sistema, porque

geralmente e associado ao estado pseudoestacionario, o que causaria grande erro de cálculo no estágio

inicial do fluxo. Portanto, os autores se concentraram na descrição da pressão transiente resolvendo a

equação de difusão de pressão dentro do bloco matriz. Além do fator de forma existem propriedades como a topologia, permeabilidade equivalente, que permite caracterizar o sistema de fraturas naturais, permitindo saber a conectividade desta rede e sua  importância no fluxo de fluidos. (Sævik & Nixon, 2017; Sanderson & Nixon, 2015a) Neste trabalho e apresentada uma comparação entre os modelos DFN, Dupla porosidade/dupla

permeabilidade e simples porosidade, com o objetivo de identificar, levando as considerações de cada

modelo, qual permite ter um conhecimento real do reservatório, para isto e usado o conceito de tabelas de pseudoacoplamento geomecânicas onde e considerada a deformação volumétrica do sistema de

fraturas e matriz.