Análise hidromecânica acoplada considerando compressibilidade do fluido e dos sólidos

Abstract

A relação entre comportamento mecânico e hidráulico de meios porosos é objeto de estudo da geotecnia. Ferramentas numéricas são amplamente utilizadas para a solução de problemas que envolvem esses fenômenos. Há aplicação desse tipo de estudo na geomecânica de reservatórios de petróleo, que trata especificamente do comportamento hidromecânico das rochas-reservatório e dos fluidos em seu interior. Os modelos numéricos usualmente empregados na simulação de reservatórios adotam hipóteses simplifícadoras que, geralmente, não implicam perdas na representatividade do modelo. Há casos, porém, em que as condições do problema exigem o desenvolvimento dessas hipóteses. O objetivo desta pesquisa foi definir uma formulação hidromecânica acoplada para análise do problema de compactação em reservatórios de petróleo considerando compressibilidade do fluido e dos sólidos. Conceitos de engenharia de reservatórios ajudaram a definir tendências de comportamento dos reservatórios. Estratégias de acoplamento e aspectos relacionados a modelos numéricos foram discutidos. Assim, a formulação foi definida, com solução detalhada das equações de equilíbrio e de conservação de massa. Essa formulação foi implementada no programa de elementos finitos ALLFINE e testada para casos de adensamento unidimensional e bidimensional. Foram feitas análises de sensibilidade para parâmetros mecânicos (compressibilidade do fluido e dos sólidos) e hidráulicos (variação da permeabilidade combinada com compressibilidade do fluido). As análises mostraram que para um fluido mais compressível, a poropressâo é significativamente afetada, com retardo em sua dissipaçâo durante o adensamento. Além disso, observou-se que tensões elevadas ampliam os efeitos da compressibilidade do fluido. Isso é extremamente relevante na geomecânica de reservatórios, considerando o nível de tensão a que os reservatórios, geralmente, estão submetidos. A compressibilidade dos sólidos também foi avaliada, mostrando-se importante para níveis de tensão elevados, com variação significativa do coeficiente de Biot. As análises para permeabilidade mostraram que sua variação não sofre influência da compressibilidade do fluido. Esses efeitos puderam ser separados, com definição da zona de influência de cada. Observou-se, ainda, a formação de regiões com baixa permeabilidade em camadas que adensaram mais rapidamente, alterando o fluxo. A formulação proposta é adequada para descrever os parâmetros estudados. Os efeitos de compressibilidade do fluido e dos sólidos foram simulados e analisados, oferecendo resultados significativos. _______________________________________________________________________________________ ABSTRACT

The mechanical and hydraulic behavior of porous media is studied in geotechnics. The solution of many geotechnical problems is performed using numerical modeling. This type of tool can be applied in reservoir geomechanics simulation, which comprises hydro-mechanical behavior analyses. The numerical model representation of reservoirs is usually simplified and, in certain cases, simplifications do not imply on losses in results and behavior prediction. However, some situations require more comprehensive approaches, with development of previously neglected conditions. The main objective of this research is to define a formulation for fully coupled hydro-mechanical analyses for compaction in petroleum reservoirs considering fluid and solids compressibility valid. This model can also be used for general application in geotechnics. Throughout this research, the concepts of reservoir engineering presented helped defining behavior tendencies of reservoirs. Also, coupling strategies and specific features for the numerical model were discussed. Then, the formulation was defined with a detailed description of equilibrium and mass conservation equations solution. This formulation was implemented in Finite Element program ALLFINE and tested for one and two-dimensional consolidation cases, with sensitivity analyses for mechanical (fluids and solids compressibility) and hydraulic parameters (permeability and its combined effect with fluid compressibility). Fluid compressibility analyses reveal that this consideration affects fluid pressure responses significantly, with a delay in fluid pressure dissipation during consolidation process. Also, high stress levels magnify fluid compressibility effects. This is extremely relevant for reservoir engineering, considering the stress level to which reservoirs are usually subjected. Solids compressibility is also evaluated. Values of Biot's coefficient change significantly when high stress levels are imposed, highlighting the importance of considering solids compressibility in these cases. Permeability analyses showed that permeability variation is not influenced by fluid compressibility. These effects can be separated, being possible to define their influence range. Another effect is the formation of low-permeability zones for layers the consolidation process occurs faster, altering fluid flow. The proposed formulation is adequate to describe the studied parameters. The effects of fluid and solids compressibility could be simulated and thoroughly analyzed in this research, providing remarkable results for reservoir geomechanics simulation.