BRPI0708449A2

BRPI0708449A2 - métodos para produção de hidrocarbonetos e para avaliar um modelo de reservatório, sistema associado com a produção de hidrocarbonetos, e, método para avaliar um modelo de reservatório

Info

Publication number: BRPI0708449A2
Application number: BRPI0708449-8A
Authority: BR
Inventors: Dachang Li; Xiao-Hui Wu; Tao Sun; Frank J Goulding; Robert M Stuart; Timothy A Chartrand; Cory J Ramage
Original assignee: Exxonmobil Upstream Res Co
Priority date: 2006-03-02
Filing date: 2007-01-30
Publication date: 2011-06-07
Also published as: AU2007225358A1; MY149843A; EP1994488B1; NO337471B1; US8776895B2; EP1994488A4; NO20083767L; BRPI0708449B1; CA2643911C; CA2643911A1; WO2007106244A2; WO2007106244A3; US20100057418A1; EP1994488A2; AU2007225358B2

Abstract

METODOS PARA PRODUçãO DE HIDROCARBONETOS E PARA AVALIAR UM MODELO DE RESERVATóRIO, SISTEMA ASSOCIADO COM A PRODUçãO DE HIDROCARBONETOS, E, METODO PARA AVALIAR UM MODELO DE RESERVATóRIO. O presente pedido descreve um método e sistema associado à produção de hidrocarbonetos. No método, modelos de tempo de escoamento de fluido são elaborados a partir de um modelo de reservatório. Depois, medidas de conectividade de reservatório são calculadas a partir de modelos de tempo de escoamento de fluido e analisadas para determinar uma localização para pelo menos um poço. Com base na análise, um ou mais poços podem ser perfurados e hidrocarbonetos produzidos.

Description

"MÉTODOS PARA PRODUÇÃO DE HIDROCARBONETOS E PARAAVALIAR UM MODELO DE RESERVATÓRIO, SISTEMA ASSOCIADOCOM A PRODUÇÃO DE HIDROCARBONETOS, E, MÉTODO PARAAVALIAR UM MODELO DE RESERVATÓRIO"

PEDIDOS CORRELATOS

Este pedido reivindica prioridade para o pedido de patenteprovisório 60/778.512, que foi depositado em 2 de março de 2006.

CAMPO DA INVENÇÃO

Esta invenção refere-se geralmente a um sistema e métodopara caracterização de reservatório de petróleo e modelagem geológica/dereservatório. Mais particularmente, a invenção refere-se a um método paramedir e caracterizar conectividade de reservatório em modelos geológicos/dereservatório para simulação de processo sedimentar, modelagem geológica, esimulação de fluxo de fluido de reservatório para o uso na produção dehidrocarbonetos.

FUNDAMENTOS

Esta seção pretende introduzir vários aspectos da técnica, quepodem ser associados a exemplos de modos de realização das presentestécnicas. A intenção é prover uma estrutura para facilitar um melhorentendimento dos aspectos particulares das presentes técnicas.Conseqüentemente, deve ser entendido que esta seção deve ser lida sob essaluz, e não necessariamente como admissões da técnica anterior.

A produção de hidrocarbonetos, como petróleo e gás, tem sidorealizada desde muitos anos. Para produzir esses hidrocarbonetos, dadosgeofísicos sobre áreas específicas são obtidos para prover um modelo dereservatórios de subsuperfície via sistemas de computador, como simuladores.Como pode ser apreciado, a tecnologia utilizada para obter esses dadosgeofísicos tem sido aplicada para a exploração mineral em terra, estudostectônicos oceânicos, e exploração ao largo da costa de petróleo e recursomineral. Com base nos modelos, um poço pode ser perfurado para oreservatório de subsuperfície e dispositivos podem ser colocados dentro dopoço para acessar os fluidos de formação. Esses fluidos de formação podemfluir através do poço para as instalações de superfície para processamentoadicional.

A conectividade de reservatório, que é uma medida dacapacidade do fluido de se comunicar entre quaisquer pontos ou regiõesdentro de um reservatório, é um dos fatores primários que controla aeficiência de produção de hidrocarboneto e a recuperação final. Apesar dosesforços de geocientistas e engenheiros, medir e quantificar a conectividadeem modelos geológicos ou de reservatório ainda é um desafio nacaracterização e modelagem de reservatório. Há geralmente pelo menos cincocomponentes utilizados para medir a conectividade de reservatório. Primeiro,a conectividade de reservatório deveria ser medida não somente entre doispontos (local), mas também para o inteiro modelo geológico/de reservatório(global). Segundo, as medições de conectividade de reservatório deveriamrefletir a "conectividade efetiva" resultante dos diferentes processos derecuperação de reservatório. Terceiro, as medições de conectividade dereservatório deveriam ser independentes de escala/grade. Quarto, os cálculosde medições de conectividade de reservatório deveriam ser eficientescomputacionalmente. Quinto, o método para estimar as medições deconectividade de reservatório deveria resultar em erros mínimos.

Tipicamente, as tecnologias correntes em medições deconectividade de reservatório nos modelos geológicos/de reservatório podemser divididas em dois grupos, que são baseados em simulação de fluxo ebaseados em propriedade de fluxo. Abordagens baseadas em simulação defluxo usam um simulador de fluxo completo que resolve as complexasequações diferenciais físicas para simular o desempenho de reservatório esuas respostas de desempenho (por exemplo, velocidade, produtividade, eeficiência de circuito). Yer Malik, Z.A. et al., "An Integrated Approach toCharacterize Low-Permeability Reservoir Connectivity for OptimalWaterflood Infill Drilling", SPE 25853 (1993); e Gajrai, A. et al.,"Connectivity-Constrained Upscalling", SPE 38743 (1997). A conectividadede reservatório pode ser estimada e avaliada usando os resultados desimulação de fluxo completo. Entretanto, porque essa abordagem écomputacionalmente intensiva, somente modelos pequenos (um modelo commenos de um milhão de células) podem ser analisados de modo razoável paraalguns pontos no modelo de reservatório, ao invés de no modelo dereservatório inteiro. Desse modo, a abordagem baseada em simulação defluxo é computacionalmente muito cara para estudos de conectividade dereservatório quando um modelo geológico é composto de dez milhões decélulas ou mais, o que é comum nas aplicações de caracterização emodelagem de reservatório.

A abordagem baseada em propriedade de fluxo também podeincluir diferentes métodos para realizar um cálculo de conectividade. Porexemplo, a abordagem baseada em propriedade de fluxo pode incluir ométodo de propagação potencial, o método de índice de resistividade, ométodo de resistência mínima, e o método de marcha rápida. O método depropagação potencial usa uma "frente de onda" acionada pelo "potencial" (ouseja, o método de busca de primeira amplitude (BFS)) para buscar a distânciamais curta entre dois pontos dados. Ver Albert, F.G. et al., "Stochastic Modelsof Reservoir Heterogeneity: Impact on Connectivity and AveragePermeabilities", SPE 24893 (1992); e Petit, F.M. et al., "Early Quantificationof Hydrocarbon in Place Through Geostatistic Object Modelling andConnectivity Computations", SPE 28416 (1994). Nesse método, aspropriedades de fluxo (por exemplo, permeabilidades horizontais e verticais)são usadas como limiares para transformar um modelo geológico/dereservatório em códigos binários (por exemplo, a para fluxo e O o para não-fluxo), e a conectividade de reservatório é analisada usando esses códigosbinários. Entretanto, o uso dos limiares somente introduz possíveis errosporque a heterogeneidade das propriedades de fluxo não é levada em conta.

Em adição, o método de busca de distância mais curta introduz erros deorientação maiores (ou seja, até cerca de 29,3%), que são o resultado dageometria das células ou blocos de grade utilizados no modelo. Desse modo,o método de propagação potencial não é preciso, porque ele não leva emconta a heterogeneidade de reservatório e cria grandes erros de orientação nabusca de distância mais curta.

O método de índice de resistividade usa um índice deresistividade para substituir os códigos binários no método de propagaçãopotencial. Ver Ballin, P.R. et al., "New Reservoir Dynamic ConnectivityMeasurement for Efficient Well Placement Strategy Analysis UnderDepletion", SPE 77375 (2002); e Hird, K.B. et al., "Quantification ofReservoir Connectivity for Reservoir Description Applications", SPEReservoir Evaluation & Engineering páginas 12-17 (fevereiro de 1998). O usodas propriedades de fluxo de fluido (por exemplo, transmissibilidade) nométodo de índice de resistividade aperfeiçoa o método de propagaçãopotencial sobre métodos que utilizam os limiares. Entretanto, esse método édependente de grade/escala, porque ele usa a transmissibilidade como umaponderação de busca (ou função de custo). A dependência de grade/escalatorna a comparação de modelos com diferentes grades/escalas impossível oudifícil, porque as grades/escalas diferentes não são comparáveis. Além disso,esse método ainda tem os erros de orientação na busca da distância maiscurta, que são semelhantes aos do método de propagação potencial.

O método de resistência mínima é semelhante ao método deíndice de resistividade, exceto pelo fato de que o método de resistênciamínima usa um mecanismo diferente, como o gráfico teórico, para determinaro caminho mais curto. Ver Hirsch, L.M. et al., "Graph theory applications tocontinuity and ranking in geologic models", Computers & Geoscience 25,páginas 127-139 (1999); e o pedido de patente internacionalPCT/US04/32942. Este método, que é semelhante ao método de índice deresistividade, é dependente de grade/escala, o que torna a comparação demodelos com diferentes grades/escalas difícil. Além disso, embora o uso degrades não-estruturadas possa reduzir os erros em 13,4%, esses erros deorientação ainda estão presentes neste método.

Finalmente, o método de marcha rápida realça os métodosanteriores reduzindo os erros de orientação em mais de 10% no método deíndice de resistividade e no método de resistência mínima a menos de 1%.Ver Richardsen, S.K. et al., "Mapping 3D Geo-Bodies Based on Levei Setand Marching Methods", Mathematical Methods and Modeling HydrocarbonExploration and Production, editado por Iske, A. e Randen, T., Springer-Verlag, Berlim, páginas 247-265 (2005); e Sethian, J.A., "Fast MarchingMethods", SIAM REVIEW, volume 41, número 2, paginas 199-23 5 (1999); ea publicação de pedido de patente internacional W02006/127151. Semelhanteaos outros métodos existentes, o método de marcha rápida é desenvolvidopara quantificar a conectividade de reservatório entre dois pontos ou a partirde um ponto dado para quaisquer outros pontos, ao invés de tratar daconectividade global para o modelo geológico/de reservatório inteiro. Emparticular, este método tem sido usado primariamente na modelagem deconectividade com base sísmica. Desse modo, o método de marcha rápida éum método local que é difícil de usar por problemas anisotrópicos e utilizaum campo de velocidade que é presumido, porque geralmente não estádisponível.

Embora esses métodos típicos possam ser utilizados, essesmétodos falham em tratar cada uma das componentes mencionadas acima.Desse modo, existe a necessidade de um método de medição de conectividadede reservatório que trate essas exigências.Outro material relacionado pode ser encontrado pelo menos napatente US 6.823.266 e na publicação de patente US 20040236511. Alémdisso, informação relacionada pode ser encontrada pelo menos em Lin3 Q.,"Enhancement, Extraction, and Visualization of 3D Volume Data",dissertação de Ph.D., Instituto de Tecnologia, Universidade de Linkoping,Linkoping, Suécia, (abril de 2003); McKay, M.D. et ai., "A Comparision ofThree Methods for Selecting Values of Input Variables in the Analysis ofOutput firam a Computer Code", Technometrics, volume 21, número 2,páginas 239-245, (maio de 1979); e Pardalos, P.M. and Resende, M.G.C.(editado), Handbook of Applied Optimization, Oxford University Press,páginas 375-385 (2002).

SUMÁRIO

Em um modo de realização, é descrito um método paraproduzir hidrocarbonetos. O método inclui construir modelos de tempo deescoamento de fluido a partir de um modelo de reservatório; calcularmedições de conectividade de reservatório a partir dos modelos de tempo deescoamento de fluido, analisar as medições de conectividade de reservatóriopara determinar uma localização para pelo menos um poço; perfurar o pelomenos um poço com base na análise; e produzir hidrocarbonetos a partir dopelo menos um poço perfurado.

Em um segundo modo de realização, é descrito um métodopara avaliar um modelo de reservatório. O método inclui obter um modelo deum reservatório; não dimensionar o modelo de reservatório; construir umapluralidade de modelos de tempo de escoamento de fluido a partir do modelode reservatório não dimensionado; calcular as medições de conectividade dereservatório a partir da pluralidade de modelos de tempo de escoamento defluido; e analisar as medições de conectividade de reservatório paradeterminar a localização do pelo menos um poço para um reservatório.

Em um terceiro modo de realização, é descrito um sistemaassociado à produção dos hidrocarbonetos. O sistema inclui um processador;memória acoplada ao processador; um aplicativo armazenado na memória; eum monitor. O aplicativo é configurado para construir uma pluralidade demodelos de tempo de escoamento de fluido a partir de um modelo dereservatório e calcular as medições de conectividade de reservatório a partirda pluralidade de modelos de tempo de escoamento de fluido. O monitor éacoplado ao processador e configurado para apresentar as medições deconectividade de reservatório.

DESCRIÇÃO RESUMIDA DOS DESENHOS

O texto anterior e outras vantagens da presente técnica podemse tornar visíveis quando da leitura da descrição detalhada a seguir e sob areferência aos desenhos, nos quais:

a Figura 1 é um exemplo de fluxograma para medir ecaracterizar a conectividade de reservatório de acordo com aspectos daspresentes técnicas;

a Figura 2 é um exemplo de fluxograma para construir omodelo de tempo de escoamento de fluido no fluxograma da Figura 1 combase em um método de gráfico teórico de acordo com determinados aspectosdas presentes técnicas;

as Figuras 3A-3B são exemplos de modos de realização daconstrução de um modelo de rede de fluxo no fluxograma da Figura 2;

as Figuras 4A-4H são exemplos de modos de realização dediferentes tipos de redes de fluxo de área utilizados pelo fluxograma da Figura2 de acordo com determinados aspectos das presentes técnicas;

as Figuras 5A-5B são vistas parciais das conexões para um nóunitário nos exemplos de modelos de rede de fluxo utilizados no fluxogramada Figura 2 de acordo com determinados aspectos das presentes técnicas;

as Figuras 6A-6C são exemplos de modelos de rede de fluxoutilizados no fluxograma da Figura 2 de acordo com determinados aspectosdas presentes técnicas;

a Figura 7 é um exemplo de fluxograma para construir omodelo de tempo de escoamento de fluido na Figura 1 com base no métodode propagação frontal de acordo com determinados aspectos das presentestécnicas; e

as Figuras 8A-8B são exemplos de modos de realização daconstrução de um modelo de nó no fluxograma da Figura 7;

as Figuras 9A-9C são exemplos de modelos de nó utilizadosno fluxograma da Figura 7 de acordo com determinados aspectos daspresentes técnicas;

as Figuras IOA-IOD são exemplos de técnicas de amostragemaleatória de diagramas utilizadas na geração dos modelos de tempo deescoamento de fluido múltiplos no fluxograma da Figura 1 de acordo comdeterminados aspectos das presentes técnicas;

a Figura 11 é um exemplo de fluxograma para calcular eanalisar a conectividade de reservatório no fluxograma da Figura 1 de acordocom determinados aspectos das presentes técnicas;

as Figuras 12A-12C são um exemplo do modelo de tempo deescoamento de fluido e diagramas utilizados no fluxograma da Figura 11;

as Figuras 13A-13D são diagramas diferentes utilizados paraselecionar localizações de poço com base nos valores de volume de poroprodutível (PPV) ou de tempo produtível (PT) no fluxograma da Figura 11;

as Figuras 14A-14B são diagramas diferentes para a PVARutilizada para prover a dimensão de orientação da conectividade dereservatório no fluxograma da Figura 11;

as Figuras 15A-15B são diagramas diferentes utilizados paraprover a dimensão de espaçamento para a conectividade de reservatório nofluxograma da Figura 11;

as Figuras 16A-16B são diagramas diferentes utilizados paraprover medições de conectividade de reservatório locais para o fluxograma daFigura 11; e

a Figura 17 é um exemplo de modo de realização de umsistema de modelagem que implementa as presentes técnicas.

DESCRIÇÃO DETALHADA

Na seção de descrição detalhada a seguir, os modos derealização específicos das presentes técnicas são descritos em conexão com osmodos de realização preferidos. Entretanto, para a extensão em que adescrição a seguir é específica para um modo de realização particular ou umuso particular das presentes técnicas, esta é pretendida para fins de exemplosomente e simplesmente provê uma descrição dos exemplos de modos derealização. Conseqüentemente, a invenção não está limitada aos modos derealização específicos descritos abaixo, mas, ao invés disso, ela inclui todas asalternativas, modificações, e equivalentes recaindo dentro do verdadeiroespírito e escopo das reivindicações anexas.

A presente técnica descreve um método, que pode ser referidocomo o "Método de Tempo de escoamento de Fluido" (FTTM), que écomputacionalmente mais eficiente do que os métodos descritos acima. Essemétodo mede e quantifica a conectividade de reservatório "efetiva" com baseem diferentes mecanismos de recuperação de reservatório (por exemplo,depleção primária, recuperações secundária e terciária) para o modelogeológico/de reservatório inteiro. Este método não somente introduzmedições de conectividade de reservatório confiáveis para a simulação deprocesso sedimentário, caracterização de reservatório e modelagemgeológica/de reservatório, mas também pode prover mapas de conectividade etabelas quantitativas para a otimização dos planos de depleção e recuperaçãode reservatório. Desse modo, o método das presentes técnicas pode serutilizado para realçar a medição e a caracterização de conectividade nosmodelos geológicos/de reservatório, modelagem geológica, e simulação defluxo de fluido de reservatório para o uso na produção de hidrocarbonetos.

Voltando agora aos desenhos, e com referência inicialmente àFigura 1, um exemplo de fluxograma da conectividade de modelagem deacordo com aspectos das presentes técnicas. Neste fluxograma, que é referidopelo número de referência 100, os tempos de escoamento de fluido sãoutilizados para medir a conectividade de reservatório. A geração ouconstrução de múltiplos modelos de tempo de escoamento de fluido realça asmedições de conectividade de reservatório que são utilizadas para explorarlocalizações de poço. Além disso, deve ser notado que o cálculo e a análise daconectividade de reservatório neste método é realizada em múltiplasdimensões para esclarecer adicionalmente o desempenho de reservatórios.

Desse modo, o fluxograma 100 provê um processo que pode ser utilizado paraquantificar a conectividade de reservatório não somente localmente, mastambém globalmente. Em adição, o processo caracteriza a "conectividadeefetiva" para diferentes processos de recuperação, que é independente deescala/grade, computacionalmente eficiente, e mais precisa.

O fluxograma inicia no bloco 102. No bloco 104, um modelogeológico ou de reservatório é obtido. O modelo geológico ou de reservatórioé uma representação digital ou numérica de um reservatório de petróleousando uma grade discreta com propriedades em cada célula de grade que sãoexaminadas adicionalmente abaixo. A partir do modelo de reservatório, ummodelo de tempo de escoamento de fluido é construído, como mostrado nobloco 106. A construção do modelo de tempo de escoamento de fluido podeenvolver converter um modelo de reservatório em um modelo de base, comoum modelo de rede de fluxo ou modelo de nó para criar um modelo de tempode escoamento de fluido. O processo de construção pode ser feito usando-se ométodo de gráfico teórico e o método de propagação frontal com ou semsimulação de fluxo de fluido. Por exemplo, a simulação é usada para calculara distribuição de velocidade de fluxo para os métodos de gráfico teórico epropagação frontal. Se a simulação for computacionalmente muito cara, osdois métodos podem calcular a velocidade aproximadamente, sem usar osresultados de simulação. Com o método de gráfico teórico, um modelo derede de fluxo é composto de nós e conexões para representar o modelo dereservatório. Um fluido (por exemplo, óleo, gás e/ou água) viaja de um nópara outro através das conexões. Um algoritmo de caminho mais curto defonte unitária é aplicado para construir um modelo de tempo de escoamentode fluido com base no modelo de rede de fluxo. O modelo de tempo deescoamento de fluido inclui os tempos de escoamento de fluido a partir de umdado ponto ou de um conjunto de pontos (por exemplo, um poço) paraqualquer outro nó no modelo. Alternativamente, com o método de propagaçãofrontal, é utilizado um modelo de nó que inclui nós representando o modelode reservatório. Entretanto, diferente do método de gráfico teórico, os nós nométodo de propagação frontal são conectados com um meio contínuo, aoinvés de com um número finito de linhas de conexão. Uma vez que o modelode nó seja construído, o método de marcha rápida é usado para construir ummodelo de tempo de escoamento de fluido a partir do modelo de nó. Dessemodo, vários métodos podem ser utilizados para construir o modelo de baseque é utilizado para criar o modelo de tempo de escoamento de fluido.

Uma vez que o modelo de tempo de escoamento de fluido sejaconstruído, múltiplos modelos de tempo de escoamento de fluido para váriasmedições de conectividade de reservatório podem ser gerados, comomostrado no bloco 108. Cada um dos modelos de tempo de escoamento defluido é criado colocando-se aleatoriamente um poço (ou um conjunto depontos) no modelo de base. Um grande número de poços é amostrado paracapturar as estatísticas de conectividade de reservatório para o modelo inteiro.Isso provê a análise de reservatório com múltiplos modelos de tempo deescoamento de fluido. Então, a conectividade de reservatório é calculada eanalisada usando os modelos de tempo de escoamento de fluido, comomostrado no bloco 110. As medições de conectividade de reservatório podemser diretamente relacionadas aos processos de recuperação de reservatório, oque pode realçar a análise tornando-a muito eficiente. Por exemplo, asmedições de conectividade de reservatório podem incluir, mas não estãolimitadas a, volume de poro produtível (PPV), razão de aspecto de volume detempo produtível (PVAR), comprimento de platô de volume de porointerconectado (Lp), coeficiente de declínio de volume de poro interconectado(IPVDC), velocidade de penetração interpoços (IBV), razão de aspecto devolume conectado interpoços (ICVAR), e orientação de volume conectadointerpoços (a).

Então, no bloco 112, as medições de conectividade dereservatório podem ser utilizadas na produção de hidrocarbonetos a partir doreservatório. A produção de hidrocarbonetos pode incluir perfurar poços emlocalizações específicas com base nas medições de conectividade dereservatório, instalar ferramentas de poço dentro de porções específicas de umou mais poços com base nas medições de conectividade de reservatório, eoperar os um ou mais poços para produzir hidrocarbonetos com base nasmedições de conectividade de reservatório. Conseqüentemente, o fluxogramatermina no bloco 114.

Beneficamente, as presentes técnicas podem ser utilizadas pararealçar a otimização de localização de poço, a validação de modelo dereservatório, a análise de incerteza de risco, e/ou planos de depleção dereservatório. Porque os poços provêem acesso aos hidrocarbonetoslocalizados em reservatórios profundos, as localizações de poço podem serselecionadas para reduzir o custo e realçar a produção a partir dosreservatórios. Por exemplo, a otimização de localização de poço pode criar osvalores em uma faixa de um milhão a um bilhão de dólares. A modelagem dereservatório, a análise de incerteza de risco, e os planos de depleção dereservatório são as componentes criticas das decisões de investimento nonegócio de produção de hidrocarboneto.

A Figura 2 é um exemplo de fluxograma para construir omodelo de tempo de escoamento de fluido na Figura 1 com base no métodode gráfico teórico de acordo com aspectos das presentes técnicas. Nestefluxograma, que é referido pelo número de referência 200, o método degráfico teórico é utilizado para receber um modelo de reservatório, constituirum modelo de rede de fluxo a partir do modelo de reservatório, e construir ummodelo de tempo de escoamento de fluido a partir do modelo de rede defluxo. Beneficamente, com esse processo, vários tipos de grades podem serinseridos e não dimensionados para prover a quantificação de conectividadecom as medições que são independentes de escalas.

O fluxograma começa no bloco 202. Nos blocos 204 e 206, omodelo de reservatório é recebido e não dimensionado. No bloco 204, ummodelo de reservatório ou geológico é obtido. O modelo de reservatório podeincluir diferentes tipos de grades, como grades de ponto de canto estruturadase grades não estruturadas. Porque o modelo de reservatório é umarepresentação digital (numérica) de um reservatório de petróleo usando umagrade discreta com propriedades em cada célula de grade, as grades podemser estruturadas (por exemplo, retângulos ou quadriláteros) ou nãoestruturadas (por exemplo, triângulos, quadriláteros, pentágonos, hexágonosetc) e as propriedades nas células de grade podem incluir tipo de fluido derocha e volume e propriedades de fluxo associados. Utilizando-se as presentestécnicas, não há restrição sobre grades no modelo de reservatório que éutilizado para constituir o modelo de tempo de escoamento de fluido. Isto é,as presentes técnicas podem utilizar diferentes tipos de grades para a análisede conectividade de reservatório, porque ela é realizada de uma maneira que éindependente do tipo de grade. Então, no bloco 206, o modelo de reservatóriorecebido pode ser não dimensionado. O não dimensionamento do modelo dereservatório pode ser utilizado quando os modelos de reservatório a seremanalisados têm escalas diferentes. O não dimensionamento é realizadodividindo-se cada coordenada por um comprimento característico (porexemplo, o comprimento de modelo máximo nas direções s, y e z) do modelode reservatório. Utilizando-se esse processo, a comparação das diferentesescalas dos modelos de reservatório pode prover independência de grade ecomparar resultados de uma maneira precisa.

Então, o modelo de rede de fluxo pode ser constituído nosblocos 208-212. No bloco 208, um tipo de rede de fluxo de área éselecionado. Os tipos de rede de fluxo de área podem incluir três, quatro, seise oito vizinhos conectados. Porque uma rede de fluxo é composta de nós econexões, que são descritos abaixo em maior detalhe nas Figuras 3A-3B, 4A-4H, 5A-5B e 6A-6C, propriedades de volume são designadas aos nós, comomostrado no bloco 210. As propriedades de volume podem incluir o volumetotal, o volume de poro, o volume de poro de hidrocarboneto e qualquercombinação dos mesmos. Além disso, são designadas propriedades de fluxoàs conexões entre os nós no bloco 212. As propriedades de fluxo podemincluir permeabilidade, porosidade, densidade de fluido, viscosidade defluido, tempo de escoamento de fluido e qualquer combinação dos mesmos.Com as propriedades designadas, o modelo de rede de fluxo é construído.

A partir do modelo de rede de fluxo, um modelo de tempo deescoamento de fluido pode ser construído nos blocos 214-218. No bloco 214,um poço é selecionado como uma fonte. Deve ser notado que um modelo detempo de escoamento de fluido é definido como o modelo de rede de fluxoque contém os tempos de escoamento de fluido a partir de um dado poço paracada um dos nós no modelo de rede de fluxo. O poço pode ser definido porum conjunto de nós através do qual o poço passa, que é descritoadicionalmente nas Figuras 6A-6C. Dessa maneira, diferentes nós sãointerconectados e tratados como uma única fonte. O poço pode incluir seçõesverticais com penetração parcial ou total no modelo de fluxo de fluido, oupode incluir seções tendo seções desviadas ou horizontais de comprimentosvariáveis. Depois do poço ser definido, os caminhos mais curtos a partir decada nó para o poço podem ser construídos com base no poço, como mostradono bloco 216. O caminho mais curto pode ser determinado calculando-se oscaminhos mais curtos de fonte unitária (SSSP) com base na otimização derede ou de gráfico teórico, que é examinada adicionalmente abaixo. Então, nobloco 218, os tempos de escoamento de fluido podem ser calculados edesignados para cada um dos nós. O cálculo e a designação dos tempos deescoamento de fluido podem incluir computar o tempo de escoamento aolongo do caminho mais curto a partir do dado poço para um dado nó eassociar o tempo de escoamento ao nó. Conseqüentemente, o processotermina no bloco 220.

Para descrever adicionalmente o fluxograma 200 da Figura 2,vários modos de realização dos modelos de rede de fluxo são descritos nasFiguras 3A-3B, 4A-4H e 5A-5B. Em particular, a Figura 3 é um exemplo demodo de realização dos modelos de rede de fluxo utilizados no fluxograma daFigura 2. Como notado acima, um modelo de rede de fluxo é composto de nós302 e conexões 304, que são mostrados em um modelo de rede de fluxobidimensional (2D) 306 e em um modelo de rede de fluxo tridimensional (3D)308. Nesses modelos 306 e 308, cada um dos nós 302 é um ponto (porexemplo, o ponto central) dentro de uma célula de modelo e armazenapropriedades de volume (por exemplo, volume total, volume de poro, evolume de poro de hidrocarboneto) do volume de controle 310 do respectivonó. O volume de controle 310 para um nó é definido como a célula dentro deum modelo de reservatório que contém o nó 302. A relação de um espaçodefinido 316 é mostrada nos diferentes modelos 306 e 308. Os nós 302 sãoligados por conexões 304, que armazenam, cada uma, as propriedades defluxo (por exemplo, permeabilidade, porosidade, densidade de fluido,viscosidade de fluido, e tempo de escoamento de fluido) entre os dois nós 302da respectiva conexão 304.

Para formar os modelos de rede de fluxo 306 e 308, uma gradede modelo geológico ou de reservatório 312 (linha tracejada) é utilizada. Paracomeçar, o centro geométrico de cada uma das células de grade 314, que é umcírculo no modelo 306 ou esfera no modelo 308, é convertido em um nó 302do modelo de rede de fluxo 306 ou 308. Então, um nó 302 é acoplado juntocom seus vizinhos com as respectivas conexões 304. Deve ser notado que onó 302 não tem de ficar localizado no centro geométrico de cada célula, maspode ficar localizado em diferentes localizações dentro de cada célula emoutros modos de realização.

Para construir o modelo de rede de fluxo 3D 308, uma rede defluxo de área apropriada é selecionada. Diversos tipos de redes de fluxo deárea podem ser selecionados com base no número de vizinhos conectados quesão utilizados para cada um dos nós 302. Cada um desses diferentes tipos deredes de fluxo de área é examinado abaixo nas Figuras 4A-4H. Por exemplo,a Figura 4A é um exemplo de modo de realização de uma rede de fluxo dequatro vizinhos ou modelo de rede de fluxo de quatro vizinhos 400, enquantoa Figura 4B é um gráfico do perfil de drenagem (ou injeção) para o modelo derede de fluxo de quatro vizinhos 400. Nas Figuras 4A-4B, é mostrada umagrade estruturada 402 com células, células que podem ser em forma dequadrado ou retângulo. A partir dessa grade estruturada 402, a rede de fluxode quatro vizinhos tendo quatro vizinhos conectados para cada nó pode serconstruída. Por exemplo, cada nó, como o nó A, pode ser conectado a quatrooutros nós, como os nós vizinhos Ai, A2, A3 e A4. Desse modo, cada um dosnós na rede de fluxo de quatro vizinhos 400 é conectado a um máximo dequatro nós vizinhos.

Entretanto, com a rede de fluxo de quatro vizinhos 400,grandes erros de orientação nos caminhos de fluxo podem estar presentes. Porexemplo, como mostrado na Figura 4B, o fluxo de fluido é determinado pelageometria de rede. Para um reservatório homogêneo, a frente de drenagem(ou injeção) calculada com um poço posicionado no centro geométrico daárea ou nó de drenagem (ou injeção) para a rede de fluxo de quatro vizinhos400 tem uma forma de diamante 404 ao invés de uma forma circular 406. Aforma circular com um raio ra é uma representação precisa da drenagem (ouinjeção) a partir do reservatório homogêneo. Como resultado, o erro máximo(ou seja, o desvio entre a forma de diamante 404 e a forma circular 406) paraesse tipo de modelo de rede de fluxo é de cerca de 29,3%, enquanto o erromédio é de cerca de 20,5%.

Como um modo de realização alternativo, um modelo de redede fluxo pode incluir oito nós vizinhos conectados, como mostrado nasFiguras 4C e 4D. A Figura 4C é um exemplo de modo de realização de umarede de fluxo de oito vizinhos ou modelo de rede de fluxo de oito vizinhos410, enquanto a Figura 4D é um gráfico dos perfis de drenagem (ou injeção)na rede de fluxo de oito vizinhos. Tipicamente, a rede de fluxo de oitovizinhos 410 é usada na simulação de fluxo de reservatório, ao invés de namodelagem de rede para análise de conectividade, para reduzir os erros deorientação de grade. Nas Figuras 4C-4D, a grade estruturada 402 é novamenteutilizada para construir a rede de fluxo de oito vizinhos 410 tendo um máximode oito nós vizinhos conectados para cada um dos nós. Por exemplo, cada nó,como o nó B, pode ser conectado a oito outros nós, como os nós vizinhos Bi,B2, B3, B4, B5, B6, B7 e B8. Conseqüentemente, a frente de drenagem (ouinjeção) para um poço posicionado no centro geométrico da área ou nó dedrenagem (ou injeção) para a rede de fluxo de oito vizinhos 410 tem umaforma de octógono 412 ao invés de uma forma circular 406. Porque a formade octógono 412 parece de modo mais próximo à forma circular 406, o erromáximo (ou seja, o desvio entre a forma de octógono 412 e a forma circular406) para esse tipo de modelo de rede de fluxo é de cerca de 7,6%, enquanto oerro médio é de cerca de 5,1%. Como resultado, esse tipo de modelo de redede fluxo pode ser benéfico para modelos de reservatório construídos usandogrades quadrilaterais estruturadas.

Como um outro modo de realização alternativo, um modelo derede de fluxo pode incluir um número variável de nós vizinhos quando omodelo de reservatório é constituído usando grades não estruturadas, comomostrado nas Figuras 4E-4H. Grades não estruturadas para modelos dereservatório podem incluir várias formas, como triângulos, quadriláteros,pentágonos e hexágonos, que podem ter 3, 4, 5 e 6 nós vizinhos,respectivamente. Por exemplo, a Figura 4E é um exemplo de modo derealização de uma rede de fluxo de seis vizinhos ou modelo de rede de fluxode seis vizinhos 420 tendo seis nós vizinhos, enquanto a Figura 4F é umgráfico dos perfis de drenagem na rede de fluxo de seis vizinhos 420.Tipicamente, a rede de fluxo de seis vizinhos 420 é usada na simulação defluxo de reservatório, ao invés de na modelagem de rede para análise deconectividade, para reduzir os erros de orientação de grade. Nas Figuras 4E-4F, a grade de hexágono 422 é utilizada para construir a rede de fluxo de seisvizinhos 420 tendo um máximo de seis nós vizinhos conectados para cada umdos nós. Por exemplo, cada nó, como o nó C, pode ser conectado a seis outrosnós, como os nós vizinhos Ci, C2, C3, C4, C5 e C6. Conseqüentemente, a frentede drenagem (ou injeção) calculada para um poço posicionado no centrogeométrico da área ou nó de drenagem (ou injeção) para a rede de fluxo deseis vizinhos 420 tem uma forma de hexágono 424 ao invés de uma formacircular 426 tendo um raio de rc. O erro máximo (ou seja, o desvio entre aforma de hexágono 424 e a forma circular 426) para esse tipo de modelo derede de fluxo é de cerca de 13,4%, enquanto o erro médio é de cerca de 9,1%.Como resultado, esse tipo de modelo de rede de fluxo é menos preciso do quea rede de fluxo de oito vizinhos 410, mas é mais preciso do que a rede defluxo de quatro vizinhos 400.

Como uma outra alternativa para as grades não estruturadaspara modelos de reservatório, a Figura 4G é um exemplo de modo derealização de uma rede de fluxo de três vizinhos ou modelo de rede de fluxode três vizinhos 430 tendo três nós vizinhos, enquanto a Figura 4H é umgráfico dos perfis de drenagem (ou injeção) na rede de fluxo de três vizinhos430. Na Figura 4G, a grade triangular 432 é utilizada para construir a rede defluxo de três vizinhos 430 tendo um máximo de três nós vizinhos conectadospara cada um dos nós. Por exemplo, cada nó, como o nó D, pode serconectado a outros três nós, como os nós vizinhos D1, D2 e D3.Conseqüentemente, a frente de drenagem (ou injeção) calculada para um poçoposicionado no centro geométrico da área ou nó de drenagem (ou injeção)para a rede de fluxo de três vizinhos 430 tem uma forma de hexágonoirregular 434, ao invés de uma forma circular 436 tendo um raio de rc. O erromáximo (ou seja, o desvio entre a forma de hexágono irregular 434 e a formacircular 436) para esse tipo de modelo de rede de fluxo é de cerca de 18,1%,enquanto o erro médio é de cerca de 9,8%. Como resultado, esse tipo demodelo de rede de fluxo é menos preciso do que a rede de fluxo de oitovizinhos 410, mas é mais preciso do que a rede de fluxo de quatro vizinhos400.

Beneficamente, esses diferentes modelos de rede de fluxoprovêem flexibilidade para a velocidade e precisão de computação. Porexemplo, na Tabela 1 abaixo:

Tabela 1

<table>table see original document page 20</column></row><table>

Tipicamente, quanto maior o número de nós vizinhos, maisprecisas e computacionalmente mais caras (ou seja, mais lentas) as operações25 de modelagem. Entretanto, o modelo de três vizinhos é tanto mais precisoquanto mais eficiente do que o modelo de quatro vizinhos. Geralmente, paratipos de grade estruturados, se os erros forem muito grandes para o modelo dequatro vizinhos, então, o modelo d^/oito vizinhos pode ser utilizado paraprover dados mais precisos se for computacionalmente aceitável para umaplicativo. O realce computacional na Tabela 1 é baseado no custocomputacional de buscar ao redor os nós vizinhos. Entretanto, o realcecomputacional verdadeiro é muito mais baixo para o cálculo de conectividadeinteiro. De modo semelhante, para tipos de grade não estruturados, se os errosforem muito grandes para o modelo de três vizinhos, então, o modelo de seisvizinhos pode ser utilizado para prover dados mais precisos, mas oaperfeiçoamento de precisão é pequeno em comparação à perda na eficiênciacomputacional. Conseqüentemente, a partir dessa tabela, o modelo de oitovizinhos pode ser preferido para o tipo de grade estruturado, enquanto omodelo de três vizinhos pode ser preferido para o tipo de grade nãoestruturado.

Por exemplo, para os modelos de reservatório com grades nãoestruturadas, a rede de fluxo com base em grades quadrilaterais dá os errosmais altos (máximo de 29,3% e médio de 20,5%), enquanto a rede de fluxocom base em grades hexagonais resulta nos erros mais baixos (máximo de13,4% e médio de 9,1%). Desse modo, os erros gerados nas redes de fluxocom base em grades de pentágono ou triângulo estão entre aqueles das gradesquadrilaterais ou hexagonais. Entretanto, a rede de fluxo de três vizinhos podeser superior à rede de fluxo de seis vizinhos em termos de velocidade eprecisão de computação, porque ela é mais rápida com cerca da mesmaprecisão. Para minimizar erros, a rede de fluxo de oito vizinhos pode serpreferida para modelos de reservatório com grades estruturadas e a rede defluxo de três vizinhos para modelos de reservatório com grades nãoestruturadas.

Uma vez que um modelo de rede de fluxo apropriado, comoum dos modelos de rede de fluxo a partir das Figuras 4A-4H, tenha sidoselecionado, a rede de fluxo 3D pode ser construída. Nos modelos de rede defluxo 3D, um nó na camada K de uma rede de fluxo pode ser conectado a umnó vizinho superior na camada superior (K+l) e o nó vizinho inferior nacamada inferior (K-l). O número de nós vizinhos para uma rede de fluxo 3Dé igual a dois mais o número de vizinhos para o modelo de rede de fluxo,como examinado abaixo nas Figuras 5A-5B. Por exemplo, a Figura 5 A é umavista parcial 500 das conexões para um nó unitário A em uma rede de fluxode quatro vizinhos 3D, enquanto a Figura 5B é uma vista parcial 502 dasconexões para um nó unitário em uma rede de fluxo de oito vizinhos 3D. Navista parcial 500 da rede de fluxo de quatro vizinhos 3D, um nó A nacamada K pode ser conectado aos nós vizinhos Ai , A2 , A3 e A4 nacamada K, um nó superior A5K+1 em uma camada K+l acima da camada K, eum nó A6K_1 em uma camada K-I abaixo da camada K, que é o nó vizinhoinferior na camada inferior (K-l). Na vista parcial 502 da rede de fluxo deoito vizinhos 3D, um nó Bk na camada K pode ser conectado a nós vizinhosBiK, B2k, B3k, B4k, B5k, B6k, B7k e B8K na camada K, um nó superior B9K emuma camada K+l acima da camada K, e um nó B1Ok"1 em uma camada K-Iabaixo da camada K. Desse modo, cada nó nas redes de fluxo pode serconectado a dois nós adicionais a partir das camadas acima ou abaixo dacamada de nó.

Nessas conexões, cada nó é geralmente acoplado a somenteum nó em uma camada superior ou inferior, porque o comprimento lateral deum modelo de reservatório é dez vezes, ou mais, maior do que a espessuravertical. Isto é, os erros introduzidos usando-se somente um nó em cada umadas camadas superior e inferior são relativamente pequenos comparados aoserros associados aos perfis de drenagem (ou injeção) de área. Desse modo, omodelo pode ser simplificado na direção vertical limitando-se as conexões aum nó acima e um abaixo da camada do nó corrente.

Entretanto, em determinadas aplicações, a interconectividadeentre camadas pode ser benéfica. Por exemplo, quando há acunhamentos (ouseja, camadas faltando parcialmente em um modelo de reservatório), um nóna rede de fluxo é conectado aos nós vizinhos nas camadas conectadasimediatas superior e inferior depois de remover cada uma das camadas deacunhamento. Além disso, se rejeitos de falha (ou seja, camadas através deuma falha estão desconectadas e desalinhadas) estiverem presentes em ummodelo de reservatório, um nó pode se conectar a vizinhos em muitascamadas com base nas diferentes conexões falhas. Por exemplo, uma camadasobre um lado de um plano de falha é fisicamente conectada a diversascamadas sobre o outro lado do plano de falha, o que é comum nos modelos dereservatório com falhas.

Depois do modelo de fluxo 3D ser formado, como examinadoacima, as propriedades de rede são designadas dentro do modelo de rede defluxo. As propriedades de rede incluem propriedades de volume epropriedades de fluxo que podem ser usadas para constituir os modelos detempo de escoamento de fluido. As propriedades de volume, como volume,volume de poro, e volume de poro de hidrocarboneto, do volume de controlesão designadas para cada nó, enquanto as propriedades de fluxo entre os nóssão designadas para cada conexão. A designação das propriedades de volumepode incluir especificar cada nó diretamente com as propriedades de volumede cada célula de modelo de reservatório.

Entretanto, a designação das propriedades de fluxo pode sercomplicada e envolver calcular várias propriedades que são distribuídas paraconexões individuais entre os nós. Para essa designação, as propriedades defluxo são designadas para nós individuais a partir das células de reservatórioe, então, as propriedades de fluxo são calculadas para diferentes conexões, oque pode envolver diferentes cálculos para diferentes propriedades. Porexemplo, a permeabilidade para uma conexão pode ser calculada usando amédia harmônica das permeabilidade dos dois nós conectados, enquanto aporosidade e as propriedades de fluido para uma conexão podem sercalculadas usando a média aritmética. Para designar os tempos de escoamentode fluido para as conexões, vários cálculos podem ser utilizados.

Como um exemplo de determinação de tempo de escoamentode fluido, a lei de Darcy pode ser utilizada. A lei de Darcy é definida pelaequação a seguir:

<formula>formula see original document page 24</formula>

onde ν" é a velocidade intersticial (com unidades L/T, L é ocomprimento (metros) e T é o tempo (segundos)); K é a condutividadehidráulica (com unidades L/T); φ é a porosidade (sem dimensão); h é ogradiente hidráulico (com unidades L); e ζ é a elevação (com unidades L). Aconectividade hidráulica K é definida pela equação:

<formula>formula see original document page 24</formula>

onde k é a permeabilidade (com unidades L2, permeabilidadeabsoluta para um fluxo de fase única ou permeabilidade de fase para um fluxode fases múltiplas); g é a constante de aceleração gravitacional (com unidadesL/T2); pé a densidade de fluido (com unidades M/L3, M é massa (gramas)); eμ é a viscosidade de fluido (com unidades M/L/T).

Com base na equação (1), o tempo de escoamento para umadada conexão i, que pode ser a conexão entre os nós B e B8 , pode sercalculado usando a equação a seguir:

<formula>formula see original document page 24</formula>

onde (Ii é o comprimento da conexão (com unidades L); e Yii éum vetor de unidade paralelo à conexão i (sem dimensão). Porque a rede defluxo é não dimensionada, Cii deveria ser sem dimensão. Se Hi não estiverdisponível, podemos presumir que os gradientes hidráulicos (grad(h+z)) apartir de um dado nó, como o nó BK, para estes nós vizinhos, são constantes.Com base nessa presunção, o tempo de escoamento para a conexão i pode serestimado usando a equação simplificada a seguir:

<formula>formula see original document page 25</formula>

A equação (3), que é utilizada quando a velocidade estádisponível, por exemplo, a partir da simulação de fluxo de fluido, ou aequação (4), que é utilizada quando a velocidade não está disponível, é usadapara calcular os tempos de escoamento de fluido para cada uma das conexõesno modelo de rede de fluxo. O valor de tempo de escoamento de fluidocalculado para uma dada conexão é, então, armazenado como umapropriedade na conexão. O modelo de rede de fluxo para um dado modelo dereservatório está completo quando são designadas propriedades apropriadas acada um dos nós e conexões.

Um exemplo do uso dos modelos de rede de fluxo é mostradoabaixo nas Figuras 6A-6C. Como examinado acima, um modelo de tempo deescoamento de fluido é definido como o modelo de rede de fluxo que contémos tempos de escoamento de fluido a partir de um dado poço (ou de umconjunto de pontos) para todo nó no modelo de rede de fluxo. Isto é, cada nóno modelo de tempo de escoamento de fluido tem um tempo de escoamentode fluido exclusivo a partir do poço, que é um nó ou conjunto de nós, para osnós individuais. Nas Figuras 6A e 6B, exemplos de modos de realização deum poço unitário 602 em um modelo de rede de fluxo 2D 600, que pode serum dos modelos de rede de fluxo 2D examinados acima, é mostrado. O poço602 é definido como um conjunto de nós através dos quais o poço 602 passa,que, neste modo de realização, é um nó unitário. De modo semelhante, naFigura 6B, um χ de modo de realização de um poço unitário 612 em ummodelo de rede de fluxo 3D 610, que pode ser um dos modelos de rede defluxo 3D examinados acima, é mostrado. O poço 612 é definido como umconjunto de nós 614, 616, 618, 620 e 622. Os nós 614, 616, 618, 620 e 622 nopoço 612 são interconectados e tratados como uma fonte unitária. Deve sernotado que esses poços podem ser um poço vertical com penetração parcialou total, ou, alternativamente, um poço tendo desvios que são horizontais e decomprimentos verticais.

Independentemente disso, com o poço definido, o modelo derede de fluxo, como o modelo 600 ou 610, o modelo de tempo de escoamentode fluido pode ser tratado como um problema de caminhos mais curtos defonte unitária (SSSP). Com esse tipo de problema, os caminhos mais curtosem um modelo de rede de fluxo podem ser computados na otimização de redeou de gráfico teórico. O modelo de rede de fluxo pode ser representado comoum gráfico que é composto do conjunto de nós e conexões ou bordas. Cadaconexão tem um peso numérico associado, que é o tempo de escoamento defluxo a partir de uma extremidade da conexão para a outra extremidade daconexão. O peso de um caminho pode ser definido como a soma dos pesosdas conexões ao longo do caminho. Desse modo, um caminho mais curtoconectando um nó e um outro nó não vizinho é um caminho de peso ou customínimo.

Por exemplo, o algoritmo de Dijkstra pode ser implementadousando números de Fibonacci para computar os caminhos mais curtos e seustempos de escoamento de fluido associados a partir do poço para cada nó nomodelo de rede de fluxo. Ver Pardalos, P.M. e Resende, M.G.C. (Editado),Handbook of Applied Optimization, Oxford University Press, páginas 376-382 (2002). Como um exemplo específico, o caminho de tempo deescoamento de fluido mais curto 606 entre o poço 602 e um nó 604 nomodelo de rede de fluxo 600. O tempo de escoamento de fluido a partir dopoço 602 para o nó 604 é igual ao tempo de escoamento cumulativo ao longodo caminho 606. Esse tempo de escoamento cumulativo é designado para onó 604. De uma maneira semelhante, outros tempos de escoamento de fluidopara qualquer outro nó no modelo de rede de fluxo podem ser calculados edesignados. Uma vez que cada um dos nós no modelo de rede de fluxo tenhatempos de escoamento de fluido designados a partir do, ou, para o poço 602, aconstrução do modelo de tempo de escoamento de fluido está completada.

Além disso, para um dado tempo de escoamento de fluido,qualquer nó com o tempo de escoamento de fluido abaixo do, ou, igual aotempo de escoamento de fluido de limiar específico pode ser conectado aopoço 602. Por exemplo, na Figura 6C, árvores abrangentes 608 podem incluirvários caminhos (ou seja, conexões e nós unidos) entre e ao redor do poço602 e do nó 604. As árvores abrangentes podem ser utilizadas na análise deconectividade de reservatório, porque elas podem ser utilizadas para calcularos volumes de drenagem e os volumes de poro conectado interpoços, o que édescrito adicionalmente abaixo.

A Figura 7 é um exemplo de fluxograma para construir omodelo de tempo de escoamento de fluido na Figura 1 com base em ummétodo de propagação frontal de acordo com aspectos das presentes técnicas.

Neste fluxograma, que é referido pelo número de referência 700, o método depropagação frontal é utilizado para receber um modelo de reservatório,constituir um modelo de nó a partir do modelo de reservatório, e construir ummodelo de tempo de escoamento de fluido a partir do modelo de nó. Diferentede um modelo de rede de fluxo, um modelo de nó funciona como se os nósestivessem embutidos em um meio contínuo, que não usa conexões. Comoresultado, um número infinito de conexões pode ser formado a partir de umnó para os nós vizinhos através do meio contínuo. Sem o número finito deconexões entre os nós, como no modelo de rede de fluxo, o modelo de nóprovê uma solução para um problema contínuo, ao invés da solução demodelo de rede de fluxo, que inclui erros de orientação de grade. Ver Sethianet ai. (1999). Isto é, erros de geometria (ou seja, erros de orientação de grade)diminuem à medida que a distância entre os nós diminui, porque é umaabordagem de modelagem convergente. Enquanto na modelagem de rede defluxo, os erros de geometria são reduzidos aumentando-se os nós vizinhos.Desse modo, a modelagem de nó pode prover tempos de escoamento maisprecisos do quer a modelagem de rede de fluxo minimizando os erros deorientação de grade. Entretanto, como uma troca, a modelagem de nó poderodar mais devagar.

O fluxograma começa no bloco 702. Nos blocos 704 e 706, omodelo de reservatório é obtido. O modelo de reservatório é recebido nobloco 704 e não dimensionado no bloco 706 de uma maneira semelhante aosblocos 204 e 206 na Figura 2. O modelo de nó pode ser constituído nos blocos708-710. No bloco 708, os centros de célula são selecionados como nós. Aseleção de um centro de célula pode incluir calcular as coordenadas de centro(x, y e z) de uma célula e designar a informação de coordenada ao nó. Porqueo modelo de nó é composto somente de nós, que são descritos abaixo emmaior detalhe na Figura 8, as propriedades de volume e as velocidades dedeslocamento de fluido e as velocidades de deslocamento de fluido sãodesignadas para cada um dos nós, como mostrado no bloco 710. O cálculo e adesignação das propriedades de volume para os nós, que podem sersemelhantes às examinadas acima, é uma abordagem direta. O cálculo e adesignação das velocidades de deslocamento de fluido pode ser baseadodiretamente em uma simulação de fluxo de fluido ou em um método deestimativa de velocidades de deslocamento de fluido, que é examinado abaixonas Figuras 9A-9C. Quando as velocidades de deslocamento de fluido sãodesignadas para cada um dos nós, a magnitude da velocidade é usada para umsistema isotrópico, enquanto um vetor de velocidade é aplicado a um sistemaanisotrópico.

A partir do modelo de nó, um modelo de tempo de escoamentode fluido pode ser construído nos blocos 712-714. No bloco 712, um poço éselecionado como uma fonte. A seleção do poço pode ser semelhante à seçãode um poço no bloco 214 na Figura 2. Um poço pode ser vertical, desviado, ehorizontal e pode penetrar totalmente ou parcialmente no modelo dereservatório, como notado abaixo. Depois do poço ser definido, comoexaminado acima, o cálculo e a designação dos tempos de escoamento defluido para cada nó, como mostrado no bloco 714. O cálculo dos tempos deescoamento de fluido a partir do poço para quaisquer nós no modelo de nópode utilizar o método de marcha rápida, que é descrito abaixo em maiordetalhe nas Figuras 9A-9C. Depois dos valores serem calculados, os valoressão designados para os nós para completar o modelo de tempo de escoamentode fluido. Conseqüentemente, o processo termina no bloco 716.

Para descrever adicionalmente o fluxograma 700 da Figura 7,vários modos de realização dos modelos de nó são descritos nas Figuras 8A-8B e 9A-9C. Em particular, as Figuras 8A-8B são exemplos de modos derealização dos modelos de nó utilizados no fluxograma da Figura 7. Comonotado acima, um modelo de nó é composto de nós 802 em uma grade nãoestruturada ou estruturada, que é mostrada em um modelo de nó 2D 806 e emum modelo de nó 3D 808. Cada um dos nós 802 é um ponto (por exemplo,um ponto central) dentro de uma célula de modelo de reservatório 812 dagrade de modelo de reservatório 814 e armazena as coordenadas, como ascoordenadas de célula x, y, ζ para o modelo de nó 806 ou as coordenadas decélula x, y, ζ para o modelo de nó 808, para o centro da célula de modelo dereservatório 812. Além disso, um nó pode armazenar o volume de poro ouvolume de poro de hidrocarboneto de um volume de controle 810 que contémo nó. Conseqüentemente, cada um dos nós pode ter diferentes números de nósvizinhos de uma maneira semelhante ao exame acima.

Para calcular e designar as velocidades de deslocamento defluido para um modelo de tempo de escoamento de fluido, as velocidades dedeslocamento de fluido podem ser baseadas diretamente em uma simulaçãode fluxo de fluido, como examinado no bloco 710 da Figura 7. Entretanto,quando uma simulação de fluxo de fluido não está disponível, um método deaproximação pode ser utilizado para estimar a velocidade de deslocamento defluido. Conseqüentemente, usando uma presunção semelhante ao modelo derede de fluxo, a velocidade de deslocamento de fluido pode ser descrita comouma função da conectividade hidráulica dividida pela porosidade para umsistema isotrópico, que é definido pela equação a seguir:

<formula>formula see original document page 30</formula>

onde K é a conectividade hidráulica definida na equação 2. Aequação 5 pode ser usada para calcular a velocidade de deslocamento defluido, e o valor de velocidade é designado para cada nó no modelo de nó.

Para um sistema anisotrópico, o vetor de velocidade para umnó pode ser construído usando a conectividade hidráulica e a porosidade entreos no e seus nós vizinhos. Semelhante à abordagem de modelo de rede defluxo examinada acima, a conectividade hidráulica é calculada usando amédia harmônica entre dois nós, enquanto a porosidade é estimada usando amédia aritmética. Dessa maneira, as velocidades de deslocamento de fluidopodem ser calculadas para um sistema isotrópico ou anisotrópico.

Com as propriedades de volume e as velocidades dedeslocamento de fluido calculadas, um modelo de tempo de escoamento defluido pode ser construído como mostrado nas Figuras 9A-9C. As Figuras 9 A-9C são exemplos de modelos de nó utilizados no fluxograma da Figura 7 deacordo com determinados aspectos das presentes técnicas. Semelhante àabordagem de gráfico teórico examinada acima, um poço, que pode incluirum nó ou conjunto de nós, é definido antes da constituição de um modelo detempo de escoamento de fluido. Por exemplo, a Figura 9A inclui um exemplode modo de realização de um poço unitário 902 em um modelo de nó 2D 900.O poço 902 é definido como um conjunto de nós através dos quais o poço 902passa. De modo semelhante, a Figura 9B inclui um exemplo de modo derealização de um poço unitário 912 em um modelo de nó 3D 910. O poço 912é definido como um conjunto de nós 914, 916, 918, 920 e 922. Os nós 914,916, 918, 920 e 922 são interconectados e tratados como uma fonte única.

Novamente, como notado acima, os nós associados à função de poço comouma fonte que pode formar um poço vertical, desviado e/ou horizontal e podepenetrar totalmente ou parcialmente no modelo de reservatório. Além disso,os nós podem incluir diferentes esquemas de área que têm números dos nósvizinhos.

Independentemente disso, com o poço definido, os tempos deescoamento de fluido a partir do poço, que pode ser o poço 902 ou 912, paraquaisquer nós no modelo de nó, como o modelo de nó 900 ou 910, pode sercalculado. O cálculo pode envolver o método de marcha rápida, que busca deuma maneira semelhante àquela do método de caminho mais curto examinadoacima. Ver Sethian et al. (1999). Com o método de marcha rápida, os nós domodelo de nó, como o modelo de nó 920, são classificados em três regiões,que são uma região afastada do vento 922, uma região de banda estreita 924, euma região a favor do vento 926, que são mostradas na Figura 9C. No métodode marcha rápida, uma solução do tempo de escoamento t é construída de ummodo "a favor do vento", que segue a seta 928. O algoritmo é rápido porqueele define a "zona de constituição" como uma região de banda estreita 924,usualmente ampla dois nós, ao redor da frente e busca o nó para atualizarsomente dentro da banda estreita. Um algoritmo de número eficiente é usadopara localizar o nó na região de banda estreita 924 com o menor valor para t.

Desse modo, o método de marcha rápida é mais lento do que o método decaminho mais curto, por causa do tempo computacional despendidoresolvendo a equação de Elkonal. Entretanto, utilizando-se a equação deElkonal, os erros de orientação, que podem estar abaixo de 1%, sãotipicamente menores do que o método de caminho mais curto. Ver Sethian etal. (1999). Uma vez que cada um dos nós seja buscado e os valores de ttenham sido designados, o modelo de tempo de escoamento de fluido estácompleto.

Alternativamente, para sistemas anisotrópicos, outros métodosde marcha rápida (fast marching methods) podem ser utilizados para resolveros tempos de escoamento de fluido para a velocidade como uma função dalocalização e uma função da orientação. Ver Lin et ai. (2003). Independentedo uso de diferentes métodos de marcha rápida (fast marching methods), osmétodos são realizados de uma maneira semelhante àquela do exame acima.

Cada um dos modelos de tempo de escoamento de fluidoexaminado acima é associado a um poço unitário. Com um poço ou fonteunitário, as medições de conectividade são representativas de um poçounitário, não do modelo de reservatório inteiro. Conseqüentemente, o uso demúltiplos poços em um modelo pode prover estatísticas das medições deconectividade de reservatório para o modelo de reservatório inteiro.

Entretanto, colocar poços através de todo o modelo de reservatório pode sercomputacionalmente ineficiente e criar problemas de armazenamento para osdados associados. Desse modo, um subconjunto de poços deveria ser utilizadopara representar o modelo de reservatório inteiro.

Um método para colocar um subconjunto de poços dentro deum modelo de reservatório é utilizar técnicas de amostragem aleatória. Sobeste método, os poços são colocados aleatoriamente em um modelo geológicoou de reservatório e um modelo de tempo de escoamento de fluido éconstruído, como notado acima, com base nesses poços colocadosaleatoriamente. Então, estatísticas de medições de conectividade dereservatório são estimadas. As propriedades estatísticas geralmenteconvergem quando o número de poços está acima de um determinado limiarque é determinado pelo teste de convergência. Um processo de amostragem éconvergido se adicionar mais poços não alterar as estatísticas para o modelode fluxo de fluido. Desse modo, o uso das técnicas de amostragem aleatóriapode reduzir o número de poços e os modelos de tempo de escoamento defluido correspondentes que são utilizados para prover estatísticas para omodelo de reservatório, enquanto sendo computacionalmente eficiente.

Um método que pode ser utilizado para prover poçoscolocados aleatoriamente é o método de amostragem de Monte Cario (MCS),que é mostrado nas Figuras 1OA-IOB. As Figuras 10A-1OB são diagramas dométodo de Amostragem de Monte Cario que podem ser utilizados para gerarmúltiplos modelos de tempo de escoamento de fluido de acordo com ofluxograma da Figura 1. O método de amostragem de Monte Cario (MCS)pode ser utilizado com poços verticais para demonstrar o uso de técnicas deamostragem. A estratégia do método de MCS é amostrar aleatoriamente asvariáveis (ou seja, as coordenadas χ e y) a partir dos intervalos inteiros desuas funções de distribuição de probabilidade cumulativa (CDF). Primeiro,um número aleatório entre 0 e 1 é gerado e, então, o número aleatório é usadopara ler uma variável aleatória χ ou y a partir da CDF de χ ou y. Esseprocesso é repetido numerosas vezes para gerar amostras suficientes para assimulações de Monte Cario.

Como um exemplo, na Figura 10A, uma linha é formada entreo eixo de CDF 1002 de 0 a 1 e o eixo χ 1004 de 0 ao final do eixo X nomodelo de reservatório. Então, cinco números aleatórios (rl, r2, r3, r4, e r5)ao longo do eixo de CDF 1002 são usados para criar cinco coordenadas χ deamostra (xl, x2, x3, x4, e x5) ao longo do eixo χ 1004. De modo semelhante,as coordenadas y (yl, y2, y3, y4, e y5 (não mostradas)) também podem sergeradas por meio desta técnica. Então, as coordenadas χ (xl, x2, x3, x4, e x5)são casadas com as coordenadas y (yl, y2, y3, y4, e y5). A partir dessecasamento das coordenadas χ (xl, x2, x3, x4, e x5) ao longo de um eixo χ1006 e das coordenadas y (yl, y2, y3, y4, e y5) ao longo de um eixo y 1008,as localizações dos poços são determinadas, como mostrado na Figura 10B.Desse modo, o método de MCS pode ser utilizado para prover localizações depoço para reduzir o número de modelos de fluxo de fluido que podem sergerados.

Entretanto, o método de MCS converge lentamente, porqueessa técnica de amostragem carece do controle de área das localizações depoço. Isto é, mais poços (ou seja, modelos de tempo de escoamento) sãoutilizados para estudos de conectividade de reservatório para prover coberturauniforme do domínio de modelo de reservatório inteiro. Conseqüentemente,um outro método que pode ser utilizado é o método de Amostragem deHipercubo latino (LHS), que é mostrado nas Figuras 1OC-IOD. Ver McKay,M.D., Beckman, R.J., e Conover, W.J.: "A Comparison of Three Methods forSelecting Values of Input Variables in the Analysis of Output from aComputer Code", Technometrics, volume 21, número 2, páginas 239-245(maio de 1979). Nas Figuras 1OC-IOD, as tabelas do método de LHS sãoutilizadas para gerar múltiplos modelos de fluxo de fluido de acordo com ofluxograma da Figura 1. O método de LHS acelera a convergência doprocesso de amostragem e adicionalmente reduz o número de amostras (ouseja, poços) utilizadas em comparação ao método de MCS. O método de LHSdivide o intervalo de CDF [0, 1] em subintervalos espaçados igualmente, erealiza o método de MCS em cada subintervalo. O método de LHS amostraaleatoriamente nos intervalos de probabilidade igual, e dispõe em paresaleatoriamente cada uma das variáveis amostradas (ou seja, as coordenadas χe y). O número de amostras para o método de LHS é igual ao número deintervalos usados para dividir o inteiro domínio para uma dada CDF. Porque aamostragem aleatória é realizada em subintervalos, o método de LHS provêcobertura uniforme para o domínio de modelo de reservatório inteiro comprobabilidade igual. Essa estratégia de amostragem estratificada reduzamostras duplicadas ou desnecessárias, o que realça o processo tornando-ocomputacionalmente mais eficiente.

Por exemplo, suponhamos que cada variável (ou seja, eixo decoordenada) seja subdividida em η intervalos. Os η valores a partir do eixo χsão dispostos em pares aleatoriamente e sem substituição com os η valoresobtidos para o eixo y. Esses η pares constituem a amostra de Hipercubolatino. Porque o processo de disposição em pares é aleatório, a amostra deHipercubo latino pode prover múltiplos pares. Se não houver correlação entreas variáveis, a amostra de Hipercubo latino final pode ser escolhida paramanter a correlação mínima entre as coordenadas χ e y. Embora amostrassobrepostas e correlatas possam ocorrer, somente a amostra com a correlaçãomínima é selecionada como a amostra de Hipercubo latino.

Um exemplo específico desse método é mostrado nas Figuras1OC-IOD. Na Figuras 10C, uma linha é formada entre o eixo de CDF 1012 deOaleo eixo χ 1014 de 0 ao final do eixo X no modelo de reservatório. Cincointervalos de probabilidade igual (bi, b2, b3, b4, b5) são formados ao longo doeixo de CDF 10112, e correspondem aos valores sobre o eixo χ 1014. Então,um número aleatório (sl, s2, s3, s4, e s5) é gerado em cada intervalo e usadopara criar cinco coordenadas χ de amostra (xsi, xs2, xS3, xS4, e xs5) ao longo doeixo χ 1014. Novamente, um método semelhante pode ser usado para criar ascoordenadas y (ysl, ys2, yS3, yS4, e ys5 (não mostradas)). Depois dos valores decada variável (ou seja, as coordenadas xey) terem sido obtidos, as variáveis,como as coordenadas χ (xsj, xs2, xS3, xS4 e xs5) e as coordenadas y (ysi, ys2, yS3,yS4 e ys5) são dispostas em pares juntas de uma maneira aleatória. A partirdessa disposição em pares das coordenadas χ (xsi, xs2, xs3, xS4 e xs5) ao longodo eixo χ 1018 e das coordenadas y (ysi, ys2, yS3, yS4 e ys5) ao longo do eixo y1016, as localizações dos poços são determinadas, como mostrado na Figura10D. Desse modo, o método LHS pode ser utilizado para prover localizaçõesde poço para reduzir o número de modelos de fluxo de fluido que podem sergerados.

Independentemente do método de amostragem, uma vez que aslocalizações de poço sejam determinadas, tanto o método de gráfico teóricoquanto o método de propagação frontal pode ser usado para constituir osmodelos de tempo de escoamento de fluido para cada um dos poços. Se ométodo de gráfico teórico da Figura 2 for utilizado, os blocos 214-216 sãorepetidos para constituir os modelos de tempo de escoamento de fluido.Alternativamente, se o método de propagação frontal da Figura 7 forutilizado, os blocos 712 e 714 são repetidos para constituir os modelos detempo de escoamento de fluido. Beneficamente, o número reduzido de taxasde fluxo pode reduzir a quantidade de armazenamento utilizado e o número decomputações.

Com os modelos de tempo de escoamento de fluido, asmedições de conectividade de reservatório podem ser calculadas e analisadas,como notado acima na Figura 1. Tipicamente, a conectividade de reservatório,que pode ser referida como conectividade, pode ser definida usando um únicoparâmetro em algumas aplicações, enquanto outras aplicações podem terdiferentes definições e significados da conectividade de reservatório.Conseqüentemente, a conectividade de reservatório sob as presentes técnicasé medida em diversas dimensões (ou aspectos) diferentes. Primeiro, aconectividade de reservatório pode ser medida com base em uma dimensão detempo. Por exemplo, se o fluido em um reservatório leva um tempo maiscurto para alcançar o mesmo volume de poro conectado que outroreservatório, o reservatório anterior é acreditado ter melhor conectividade doque o último reservatório. Isto é, o reservatório com o tempo mais curto paraum dado volume de poro tem uma conectividade melhor. Segundo, aconectividade de reservatório pode ser medida com base em uma dimensão detamanho. Dentro de uma dada estrutura de tempo (por exemplo, período detempo produtível de reservatório), se um reservatório tiver um volume deporo conectado maior do que o outro reservatório, o reservatório anterior temmelhor conectividade do que o último reservatório. Terceiro, a conectividadede reservatório pode ser medida com base em uma dimensão de orientação.Isto é, as conexões de reservatório podem ser melhores em uma direção doque em outras devido às propriedades anisotrópicas de reservatório.

Finalmente, a conectividade de reservatório pode ser medida em umadimensão de espaço. Por exemplo, o volume de poro conectado entre doispoços pode ser uma função do espaçamento de poço. A medida que oespaçamento de poço cresce, o volume de poro conectado entre os dois poçospode diminuir. Desse modo, as presentes técnicas medem a conectividade dereservatório em quatro dimensões, como tempo, tamanho, orientação eespaço.

Em adição, a conectividade de reservatório também éinfluenciada pelos processos de recuperação. Por exemplo, o volume de poroconectado para um poço na recuperação primária pode não ser o mesmo que ovolume de poro conectado para o mesmo poço em recuperações secundárias eterciárias. Isto é, os hidrocarbonetos no volume de poro conectado ao poçopodem ser produzidos em depleção ou recuperação primária, enquantosomente os hidrocarbonetos no volume de poro conectado tanto ao injetorquanto ao produtor podem ser produzidos em recuperações secundárias eterciárias. Considerando esses processos de recuperação, as medições deconectividade de reservatório são classificadas em medições para depleção ourecuperação primária e medições de conectividade de reservatório pararecuperações secundárias e terciárias.

Além disso, as medições de conectividade de reservatóriotambém podem ser divididas em abordagens globais e locais. A abordagemglobal se focaliza nas características do modelo de reservatório inteiro,enquanto a abordagem local se focaliza em localizações específicas nomodelo de reservatório. As medições de conectividade de reservatório podemser usadas para comparar quantitativamente diferentes modelos dereservatório e para estudar o comportamento do modelo de reservatóriointeiro. As medições de conectividade de reservatório locais podem seraplicadas aos comportamentos do modelo de reservatório local, como umaconectividade entre um injetor e um produtor ou a conectividade através deuma falha. Desse modo, as medições de conectividade de reservatório podemser examinadas para a depleção primária e recuperações secundária e terciáriacom a abordagem global e, então, com a abordagem local para asrecuperações secundária e terciária.

A Figura 11 é um exemplo de fluxograma para calcular eanalisar as medições de conectividade de reservatório no fluxograma daFigura 1 de acordo com determinados aspectos das presentes técnicas. Nestefluxograma, que é referido pelo número de referência 1100, as medições deconectividade de reservatório são calculadas e analisadas determinando-se asmedições de conectividade de reservatório para a depleção primária,determinando-se as medições de conectividade de reservatório para asrecuperações secundária e terciária, e determinando-se as medições deconectividade locais. A determinação das medições de conectividade dereservatório para a depleção primária, a recuperação secundária e arecuperação terciária sendo medições de conectividade de reservatórioglobais. Beneficamente, com esse processo, diferentes modelos dereservatório com escalas/grades diferentes podem ser validados, analisados,comparados e medidos usando as medições de conectividade de reservatórioglobais.

O fluxograma começa no bloco 1102. Nos blocos 1104 e 1106,as medições de conectividade de reservatório para a depleção primária sãodeterminadas. No bloco 1104, um volume de poro produtível (PPV) e o tempoprodutível (PT) são calculados. O PPV mede o tamanho de volume de poroprodutível (ou seja, a dimensão de tamanho da conectividade de reservatório)e o PT mede o tempo para produzir o PPV (ou seja, a dimensão de tempo daconectividade de reservatório). O cálculo desses valores é examinadoadicionalmente abaixo nas Figuras 12A-12C e 13A-13D. No bloco 1106, arazão de aspecto de volume produtível (PVAR) é calculada. A PVAR, que éexaminada adicionalmente abaixo na Figura 14A-14B, é utilizada para provera dimensão de orientação da conectividade de reservatório. O PPV, o PT e aPVAR são utilizados para prover informação global sobre a conectividade dereservatório.

Então, as medições de conectividade de reservatório para asrecuperações secundária e terciária são determinadas nos blocos 1108-1110.A conectividade de reservatório para as recuperações secundária e terciária édiferente da conectividade de reservatório para a depleção primária, porquemúltiplos poços são utilizados nesses processos. No bloco 1108, ocomprimento de platô de volume de poro interconectado pode ser calculado.Então, no bloco 1110, o coeficiente de declínio de volume de porointerconectado pode ser calculado. O comprimento de platô de volume deporo interconectado e o coeficiente de declínio de volume de porointerconectado, que são examinados adicionalmente abaixo nas Figuras 15Α-15B, envolvem o espaçamento de poço (ou seja, a distância entre um injetor eum produtor). Esses parâmetros podem ser calculados para prover a quartadimensão da conectividade de reservatório.

Uma vez que as medições de conectividade de reservatórioglobais sejam calculadas, as medições de conectividade de reservatório locaispodem ser calculadas nos blocos 1112-1114. No bloco 1112, a velocidade depenetração interpoços é calculada. A IBV mede a velocidade de fluidoinjetado a partir de um poço injetor para um poço produtor, onde valoresmaiores para a IBV indicam uma conexão melhor entre o poço injetor e opoço produtor. Então, a razão de aspecto de volume conectado interpoços(ICVAR) é calculada, como mostrado no bloco 1114. A ICVAR é utilizadapara medir a forma e orientação do volume conectado interpoços. A IBV e aICVAR, que são examinadas adicionalmente nas Figuras 16A-16B, sãoutilizadas para prover medições de conectividade locais. Conseqüentemente, oprocesso termina no bloco 1116.Para descrever adicionalmente o fluxograma 1100 da Figura11, vários modos de realização das redes de fluxo de fluido são descritos nasFiguras 12A-12C e 13A-13D. Em particular, as Figuras 12A-12C são umexemplo de modo de realização do modelo de tempo de escoamento de fluidoe tabelas utilizados no fluxograma da Figura 11. Como notado acima, ummodelo de tempo de escoamento de fluido para um poço unitário tem ostempos para o deslocamento de fluido a partir do poço para cada um dos nósno modelo de tempo de escoamento de fluido. Como resultado, os tempospara o deslocamento de fluido em cada nó são utilizados para construir ovolume de poro produzido (PVP) como uma função de tempo. Novamente, oPVP para o tempo t é definido como o volume cumulativo do fluidoproduzido neste tempo dividido pelo volume de poro (de hidrocarboneto) totaldo modelo geológico/de reservatório. O volume cumulativo do fluidoproduzido no tempo t pode ser calculado usando a soma dos volumes de poro(de hidrocarboneto) dos nós com tempos de escoamento que são menores doque, ou, iguais ao tempo t.

Como um exemplo, a Figura 12A é um exemplo de modelo detempo de escoamento de fluido 1200 tendo um poço 1202, que é um poçoprodutor. O objeto 1204 no modelo de tempo de escoamento de fluido 1200 éo PVP em um dado tempo. Com base nesta definição, o PVP, como definidopelo objeto 1204, é uma fração ou percentual do volume de poro (dehidrocarboneto) total produzido no tempo t. O PVP mostra o volume de porosendo drenado a partir do reservatório no tempo t. A forma do PVP pode sermuito irregular, dependendo da estrutura de conexão do volume de poro.

Neste modelo 1200, o PVP aumenta à medida que o tempo aumenta.

Na Figura 12B, um exemplo de tabela 1210 das característicasde uma curva de PVP 1212 aumenta com o eixo de PPV 1214 e o eixo detempo 1216. Ao longo do eixo de tempo 1216, a curva de PVP pode serdividida em uma vida de produção 1220, que é anterior a um tempo específicoTD5 e uma vida geológica 1222 que se estende além do tempo específico TD.Ao longo da curva de PVP 1212, pelo menos um platô 1218 é alcançadodurante a vida de produção 1220 de reservatório, que é, tipicamente, de dezanos. Um platô representa um período de tempo no qual os fluidos dereservatório se deslocam através de rochas de conectividade relativamentebaixa. Durante a vida de produção 1220, o volume de poro produtível (PPV)pode ser definido como os valores ao longo da curva de PVP 1212 e o tempoprodutível (PT) como o tempo associado ao início do último platô 1224.

Nesse diagrama, os comportamentos das conexões de reservatório dentro davida de produção de reservatório são utilizados porque os reservatórios sãotodos perfeitamente conectados (100% do PVP) quando o tempo se aproximado infinito na vida geológica 1222.

Para se obter os valores de PPV e PT para o modelo inteiro, asestatísticas dos valores de PPV e PT calculados dos modelos de tempo deescoamento de fluido podem ser utilizadas. As propriedades estatísticas dosvalores de PPV e PT podem prover informação útil sobre a conectividade demodelo de reservatório. As propriedades estatísticas para o PPV são o PPVmédio (PPVavg), o desvio padrão de PPV (PPVstd), o PPV mínimo(PPVmin), e o PPV máximo (PPVmax). De modo semelhante, aspropriedades estatísticas para o PT são o PT médio (PTavg), o desvio padrãode PT (PTstd), o PT mínimo (PTmin), e o PT máximo (PTmax). O PPVavg eo PTavg medem a conectividade de modelo inteiro, enquanto o PPVstd e oPTstd medem a heterogeneidade do modelo de tempo de escoamento defluido inteiro. Para modelos de tempo de escoamento de fluido maisheterogêneos, os valores de PPVstd e PTstd são maiores. Os valores dePPVmin, PPVmax, PTmin e PTmax são os extremos do PPV e PT,respectivamente.

Usando de PPV e PT, os valores obtidos a partir de múltiplosmodelos de tempo de escoamento de fluido podem ser utilizados para analisaras características de conectividade no modelo de reservatório. Por exemplo, aFigura 12C é um diagrama 1230 de um gráfico de matriz para um modelo dereservatório ao longo do eixo de PPV 1232 e do eixo de PT 1234. DEntro dodiagrama 1230, cada um dos diferentes pontos 1236 representa um ponto do(PPV, PT) calculado a partir de um modelo de tempo de escoamento defluido, que é um resultado diferente para diferentes modelos de tempo deescoamento de fluido. Os valores são delimitados entre o PPVmin e oPPVmax ao longo do eixo de PPV 1232 e entre o PTmin e o PTmax ao longodo eixo de PT 1234. Os valores de PPVavg e PTavg dividem o domíniodelimitado em quatro regiões, como a primeira região 1238, as segundasregiões 1240, a terceira região 1242 e a quarta região 1244.

Cada uma das regiões, como a primeira região 1238, assegundas regiões 1240, a terceira região 1242 e a quarta região 1244, provêeminformação sobre a conectividade de reservatório. Por exemplo, a primeiraregião 1238, que pode ser referida como a região "superestrela", se refere aospontos que têm PPV grande (ou seja, acima do PPVavg) e produzem de umamaneira eficiente (ou seja, abaixo do PTavg). A primeira região 1238 tem aconectividade de reservatório mais alta e, desse modo, as localizações de poçoacessam grandes volumes de poro e produzem eficientemente. A segundaregião 1240 pode ser referida como a região de "alto potencial", porque cadaum dos poços nesta região tem grandes PPVs (ou seja, acima do PPVavg),mas eles são ineficientes para produzir (ou seja, acima do PTavg). A segundaregião 1240 tem alto potencial, mas pode ter de ser estimulada paraaperfeiçoar a conectividade de reservatório. Conseqüentemente, localizaçõesde poço na segunda região 1240 podem ser utilizadas se os métodos deestimulação não forem caros ou se uma vida de produção mais longa foraceitável. A terceira região 1242 pode ser referida como uma "estrelapequena", por causa dos pequenos PPVs (ou seja, abaixo do PPVavg), mas deprodução eficiente (ou seja, abaixo do PTavg). Para poços nesta região, umaalta densidade de poço pode ser utilizada para realçar a conectividade dereservatório. A quarta região 1244 é referida como uma região de "baixopotencial", porque os poços nesta região têm pequenos PPVs (ou seja, abaixodo PPVavg) que são ineficientes para produzir (ou seja, acima do PTavg).

Essa região tem a conectividade de reservatório mais baixa de cada uma dasregiões.

Além disso, o PPV e o PT também podem ser utilizados paraselecionar as localizações de poço ótimas com base nos limiares econômicos.O uso dos limiares econômicos é explicado adicionalmente nas Figuras 13 A-13D, que são diagramas diferentes utilizados para selecionar localizações depoço com base nos valores de PPV ou PT. Na Figura 13A, um diagrama 1300pode ser utilizado com um limiar econômico 1308 para excluir determinadospoços candidatos. Na Figura 13A, uma curva de PPV ordenada 1302 que émonoliticamente decrescente é mostrada como uma função da ID(identificação) de poço contra um eixo de PPV 1304 e um eixo de ID de poço1306. Os poços com PPVs menores que um limiar econômico 1308 podemser excluídos dos candidatos a poço potenciais, porque os poços não podemproduzir volume de hidrocarboneto suficiente para encontrar o dado limiareconômico. Desse modo, os poços dentro da região 1309, que inclui osvalores de ID de poço acima da ID de poço WroT, são poços que podem serexcluídos.

De modo semelhante, outros poços que podem ser excluídospodem incluir poços que têm PTs mais longos do que um limiar econômico.Por exemplo, a Figura 13B é um diagrama 1310 que pode ser utilizado comum limiar econômico 1318 para excluir determinados poços candidatos combase nos PTs. Na Figura 13B, uma curva de PT 1312 é mostrada como umafunção da ID de poço contra um eixo de PT 1314 e um eixo de ID de poço1316. Poços com PTs acima do limiar econômico 1318 podem ser excluídosdos candidatos a poço potenciais. Esses poços podem estar localizados naregião 1319, que inclui os valores de PT acima de PTi.

Uma outra perspectiva da seleção de poço é mostrada nasFiguras 13C e 13D, que são diagramas diferentes das regiões de conectividadeque podem ser utilizados juntos para determinar as localizações de poço. NaFigura 13C, um diagrama 1320 tendo diferentes regiões, como as regiões1330-1333, para localizações de poço é mostrado contra um eixo de PPV1322 e um eixo de PT 1324. Dentro do diagrama 1320, um limiar econômicode PPV 1326 se estende a partir de um valor de PPV específico PPVt e umlimiar econômico de PT 1328 se estende a partir de um valor de PT específicoPORTANTO. Com base nas regiões 1330-1333 formadas pelos limiareseconômicos 1326 e 1328, os poços na região 1330 são preferidos, enquanto ospoços nas regiões 1331-1333 estão abaixo de um ou mais dos limiareseconômicos 1326 e 1328. Isso também é mostrado na Figura 13D, que é ummapa de PPV 1340. No mapa de PPV 1340, áreas de cor clara ou tépida 1346representam valores de PPV alto e áreas de cor escura ou fria 1348representam valores de PPV baixos ao longo de um eixo χ 1342 e de um eixoy 1344. O mapa de PPV 1340 pode indicar regiões de PPV alto, mas podemrepresentar boas localizações de poço por causa da informação de tempoinadequada. Conseqüentemente, o mapa de PPV 1340 e as regiões deconectividade 1330-1333 podem ser utilizados juntos para realçar o processode seleção de poço. Isso pode ser realizado selecionando-se uma boalocalização a partir do mapa de PPV e, então, checando para determinar se alocalização cai na região preferida 1330.

Em adição, aos PPVs e PTs, a razão de aspecto de volumeprodutível (PVAR) também pode ser utilizada para medir a conectividade dereservatório. A PVAR é definida como a razão do comprimento do eixo maiorda forma vista por mapa de um volume produtível para o comprimento de seueixo menor, o que é mostrado adicionalmente na Figura 14A. Por exemplo, aFigura 14A é um diagrama 1400 de uma forma de volume produtível 1402. Ocomprimento 1404 da forma de volume produtível 1402 é dividido pelalargura 1406 da forma de volume produtível 1402 para prover uma PVAR em2D. A razão de aspecto adicional pode ser definida para três ou mais eixosdimensionais. Por exemplo, a razão de aspecto de volume produtível entre asdireções horizontal e vertical (PVARhz) pode ser definida como a razão docomprimento médio dos eixos horizontais maior e menor para o comprimentodo eixo vertical da forma de volume produtível.

Por simplicidade, a PVAR é explicada adicionalmente pararegiões que não intersectam a fronteira de modelo e regiões que intersectam afronteira de modelo. Se a forma de volume produtível não intersectar afronteira de modelo, a PVAR pode ser calculada como descrito abaixo. Umavez que a forma de volume produtível intersecta a fronteira de modelo, ocomprimento do eixo maior ou menor da forma, como a forma de volumeprodutível 1402, não é mais válido. Nessa região, a distância a partir do poçopara um ponto sobre a fronteira de modelo que tem o tempo de escoamentomais curto pode ser usada como o raio para desenhar um círculo. Então, aPVAR pode ser estimada como a razão do tempo de escoamento mais longopara o tempo de escoamento mais curto sobre o círculo. Porque a PVAR podevariar no modelo de tempo de escoamento de fluido a partir de um lugar paraoutro, as propriedades estatísticas da PVAR podem ser utilizadas paracaracterizar o modelo de reservatório inteiro. Essas propriedades estatísticaspodem incluir a PVAR média (PVARavg), o desvio padrão de PVAR(PVARstd), a PVAR mínima (PVARmin) e a PVAR máxima (PVARmax). APVARavg é a média da PV AR, enquanto o PVARstd indica aheterogeneidade da PVAR para o modelo de reservatório.

Como examinado acima, o mapa de PPV 1340 da Figura 13Dindica somente as localizações de poço ótimas com base no tamanho do PPV,sem o conhecimento da forma e orientação do volume produtível. Entretanto,combinar a PVAR com o PPV pode criar um mapa de bolha que provê nãosomente o volume de poro produtível, mas também a forma e orientação dovolume para algumas localizações selecionadas. Por exemplo, a Figura 14B éum diagrama de um mapa de bolha 1410. Esse mapa de bolha 1410 provêinformação relativa ao tamanho, forma, e orientação em uma vista oudiagrama únicos. No mapa de bolha 1410, o tamanho de uma região em formade bolha 1412 com pontos específicos 1414 que fica localizado no centro decada forma mostra a magnitude do PPV, enquanto a orientação do eixo maislongo da forma ilustra a orientação do PPV. Os pontos 14145 podem serlocalizações preferidas ou ótimas para os poços.

Uma vez que as medições de conectividade de reservatóriopara a depleção primária tenham sido determinadas, as medições deconectividade de reservatório para as recuperações secundária e terciáriapodem ser determinadas. A conectividade de reservatório para asrecuperações secundária e terciária é diferente da conectividade dereservatório para a depleção primária. Por exemplo, somente a conectividadepara um produtor ou poços individuais é utilizada no cálculo das medições deconectividade de reservatório para uma depleção primária. Entretanto, aconectividade de reservatório entre um injetor e um produtor pode serutilizada nos processos de recuperação secundária e terciária. Além disso, oespaçamento de poço (ou seja, a distância entre um injetor e um produtor)pode variar para maximizar a eficiência de recuperação. Porque aconectividade de reservatório pode ser uma função do espaçamento de poço(ou seja, a quarta dimensão da conectividade de reservatório), doisparâmetros, como o comprimento de platô de volume de poro interconectadoe o coeficiente de declínio de volume de poro interconectado, podem sercalculados para medir a conectividade de reservatório na dimensão deespaçamento.

Para começar, os pares injetor-produtor a partir dos múltiplosmodelos de tempo de escoamento de fluido constituídos no bloco 108 daFigura 1 são selecionados aleatoriamente, o que é examinado na Figura 15A.A Figura 15A é um modo de realização de um exemplo de grade de modelode reservatório com pares de injetor-produtor. Nesse diagrama 1500, os poçosinjetores 1502a-1502d e os poços produtores 1504a-1504d são dispostos empares juntos para formar os pares injetor-produtor ou pares de poço. A seleçãodos pares injetor-produtor resulta em pares de poço que têm diferentesespaçamentos de poço, diferentes localizações (ou seja, poços localizados emdiferentes localizações dentro do modelo), e diferentes orientações, que sãomostradas pelas setas 1506a-1506d. O volume de poro interconectado (IPV) édefinido como o volume de poro produtível que se conecta tanto ao injetorquanto ao produtor do dado par de poços. Desse modo, o IPV pode sercalculado como o volume sobreposto entre o PPV para o poço injetor e o PPVpara o poço produtor. De preferência, nesta configuração, o fluido injetadopara dentro dos poços injetores 1502a-1502d pode varrer hidrocarbonetos noIPV e deslocar os hidrocarbonetos para dentro dos poços produtores 1504a-1504d. Desse modo, o IPV está relacionado à recuperação de óleo ouhidrocarboneto, porque ele representa o percentual máximo doshidrocarbonetos que podem ser varridos entre os dois poços.

Depois de calcular os IPVs para os pares de poço, um gráficoentre o IPV e o espaçamento de poço pode ser criado, como mostrado naFigura 15B. Na Figura 15B, um diagrama 1510 dos pontos de dados 1512 quecaracteriza a relação entre o IPV e o espaçamento de poço é mostrado contrao eixo de IPV 1514 e um eixo de espaçamento de poço 1516. Embora ospontos de dados possam ficar espalhados, uma curva de tendência 1518 podeer encaixada dentro dos pontos de dados 1512. A partir desse diagrama 1510,várias características podem ser observadas. Primeiro, o IPV é quase igual aoPPV (volume de poro produtível) quando o espaçamento de poço é zero.Segundo, os valores de IPV ao longo da curva de tendência 1518 sãoconstantes para o espaçamento de poço de 0 a um comprimento de platô devolume de poro interconectado (Lp), e diminuem além de Lp. Desse modo, ouso dos três parâmetros, como o PPV, o Lp e um Coeficiente de Declínio deVolume de Poro Interconectado (IPVDC), pode ser benéfico para caracterizara curva de tendência 1518. O EPVDC é o coeficiente que descreve adiminuição do IPV à medida que o espaçamento de poço aumenta a partir do Lp.

Porque o PPV foi calculado anteriormente, como notadoacima, o Lp e o IPVDC são os parâmetros restantes que devem ser calculados.O comprimento de platô de volume de poro interconectado (Lp), que mede aextensão da conectividade de reservatório, é definido como o espaçamento depoço máximo além do qual o IPV começa a declinar. Isto é, o espaçamento depoço pode ser aumentado até o Lp sem qualquer declínio no valor do IPV ouna eficiência de recuperação. Conseqüentemente, mais longo o Lp, maior é aárea conectada para o reservatório. Lp está na faixa de 0 ao comprimentomáximo do modelo de reservatório.

O IPVDC é definido como a medição do declínio daconectividade de reservatório com o espaçamento de poço. Um IPVDCgrande indica que a conectividade de reservatório para um modelo sedeteriora rápido à medida que o espaçamento de poço aumenta, enquanto umIPVDC pequeno indica que a conectividade de reservatório é menos sensívelao espaçamento de poço. O IPVDC pode ser definido pela equação a seguir:

<formula>formula see original document page 48</formula>

onde L é o espaçamento de poço. Com base nessa definição, o IPV pode serdefinido pela equação exponencial a seguir:

<formula>formula see original document page 48</formula>

Conseqüentemente, o IPVDC pode ser estimado usando aequação 7 através de análise de regressão.

Em adição às medições de conectividade de reservatórioglobais acima, que são examinadas acima, as presentes técnicas tambémutilizam as medições de conectividade locais. As medições de conectividadelocais são definidas como a medição da conectividade entre poços. Asmedições de conectividade locais são usadas, por exemplo, para investigar aconectividade para um dado par de poços ou a conectividade de uma falha.

Conseqüentemente, três medições de conectividade dereservatório locais, como velocidade de penetração interpoços (IBV), razão deaspecto de volume conectado interpoços (ICVAR) e orientação de volumeconectado interpoços (a), podem ser utilizadas com as presentes técnicas paraprover medições de conectividade de reservatório locais. O IBV mede avelocidade do fluido injetado se movendo a partir de um injetor para umprodutor. Valores maiores de IBV indicam uma conexão melhor entre oinjetor e o produtor. ICVAR e α medem a forma e orientação do volumeconectado interpoços, onde α corresponde à direção varrida maior entre uminjetor e os produtores circundantes. Cada uma dessas medições deconectividade de reservatório locais é examinada adicionalmente abaixo emrelação às equações específicas e Figuras 16A-16B.

O IBV é definido como a distância entre um injetor e umprodutor dividida pelo tempo de escoamento de fluido a partir do injetor para20 o produtor. O IBV também é igual à conectividade hidráulica efetiva docaminho de tempo de escoamento mais curto entre os dois poços dividida pelatortuosidade do caminho de tempo de escoamento mais curto.Conseqüentemente, o IBVpode ser definido pela equação a seguir:

<formula>formula see original document page 49</formula>

onde K é a conectividade hidráulica efetiva e τ é a tortuosidadedo caminho mais curto. A conectividade hidráulica efetiva K é a médiaharmônica ponderada de distância (dj) das conectividades hidráulicas (K1) aolongo do caminho de tempo de escoamento mais curto, que é definida pelaequaçao a seguir:

<formula>formula see original document page 50</formula>

K pode ser calculada usando a equação 2. A tortuosidade podeser estimada usando a equação a seguir:

<formula>formula see original document page 50</formula>

onde D é a distância em linha reta entre o injetor e o produtor.

A partir das equações, o IBV é inversamente proporcional à tortuosidade.Desse modo, à medida que a tortuosidade aumenta, a velocidade depenetração interpoços e a conectividade de reservatório diminuem para ummodelo de reservatório.

Um exemplo desses parâmetros é mostrado no modo derealização do modelo de reservatório 1600 na Figura 16A. Na Figura 16A, ummodelo de reservatório 1600 é mostrado com um poço injetor 1602 e um poçoprodutor 1604. A distância entre o poço injetor 1602 e o poço produtor 1604 éa distância em linha reta D, enquanto o caminho de tempo de escoamentomais curto está ao longo da linha 1606. Além disso, dj é o comprimento daconexão /, enquanto Kj é a conectividade hidráulica da conexão I.

AICVAR pode ser calculada usando a equação a seguir:

ICVAR = IBVmaior /IBVmenor (11)

onde IBVmaior e IBVmenor são os comprimentos da elipse de IBVnas direções maior e menor, respectivamente. A elipse de IBV é construídausando os valores de IBV calculados a partir do injetor e de cada um dosprodutores.

Por exemplo, a Figura 16B é um exemplo de forma de volumeconectado interpoços junto com sua orientação. Na Figura 16B, vários poçosprodutores 1622 são posicionados ao redor de um poço injetor 1624. O poçoinjetor 1624 tem a forma de volume conectado interpoços 1626, que tem umaorientação que é mostrada pela orientação de volume conectado interpoços(α). A forma de volume conectado interpoços 1626 tem um eixo maiorIBVmaior e um eixo menor IBVmenor.

Em adição, os processos descritos acima podem serimplementados em um sistema de modelagem, que é examinado abaixo.Conseqüentemente, diferentes elementos e componentes de um exemplo desistema de modelagem são apresentados na Figura 17. A Figura 17 ilustra umexemplo de modo de realização de um sistema de modelagem de acordo comum modo de realização das presentes técnicas. Os dispositivos 1702 e 1704a-1704n põem ser computadores, servidores, bancos de dados e/ou umacombinação desses tipos de sistemas, que também podem incluir monitores,teclados, mouses e outras interfaces de usuário para interagir com o usuário.O dispositivo 1702 pode incluir um processador 1706, um ou mais aplicativos1708, dados 1710 e memória 1712. Os aplicativos 1708 podem incluir osoftware ou código de modelagem configurado para realizar os métodosdescritos acima, enquanto os dados 1710 podem incluir dados sísmicos, dadosde simulação, ou outra informação utilizada nos métodos descritos acima.Claro que a memória 1712 pode ser qualquer tipo convencional dearmazenamento legível por computador usado para armazenar aplicativos,que podem incluir drives de disco rígido, discos flexíveis, CD-ROMs e outrosmeios óticos, fita magnética, e o equivalente.

Porque cada um dos dispositivos 1702 e 1704a-1704n podeficar localizado em diferentes localizações geográficas, como diferentesescritórios, edifícios, cidades, ou paises, uma rede 1730 pode ser utilizadapara prover caminhos de comunicação entre os dispositivos 1702 e 1704a-1704η. A rede 1730, que pode incluir diferentes dispositivos (não mostrados),como roteadores, comutadores, pontes, por exemplo, pode incluir uma oumais redes de área local, redes de área ampla, redes de área de servidor, ouredes de área metropolitana, ou combinação desses diferentes tipos de redes.A conectividade e o uso da rede 1730 pelos dispositivos 1702 e 1704a-1704né entendida por aqueles experientes na técnica.

Para operar, um usuário final pode rodar as interfaces deusuário gráficas (GUIs) de cliente de simulação 1714a-1714n sobre osdispositivos 1704a-1704n ou interagir diretamente com o dispositivo 1702.Via GUIs 1714a-1714n ou interação direta, os aplicativos podem ser lançadospara realizar simulações dos vários modelos examinados acima sobre odispositivo 302. O aplicativo 1708 pode ser executado pelo processador 1706,que pode acessar dados 1710, como dados sísmicos a partir da memória 1712para criar modelos de reservatório e modelos de tempo de escoamento defluido. Então, o usuário pode analisar os modelos de tempo de escoamento defluido para calcular e analisar as medições de conectividade de reservatóriopara um aplicativo específico. Com base nas medições de conectividade deeservatório, os poços podem ser perfurados, completados e produzidos.

Além disso, deve ser notado que, na Figura 1, o método degráfico teórico e o método de propagação frontal são complementares. Emgeral, o método de gráfico teórico pode ser utilizado para manusear os fluxosdirecionais entre dois nós (por exemplo, fluxos ascendentes ou descendentescom o efeito da gravidade) usando conexões diretas, enquanto para o métodode propagação frontal pode faltar a capacidade de manusear fluxos direcionaisentre dois nós. Em adição, o método de gráfico teórico é computacionalmentemenos caro do que o método de propagação frontal. Entretanto, o método depropagação frontal tem erros de orientação menores do que o método degráfico teórico. Desse modo, os vários fatores junto com a experiência e ojulgamento pessoal de usuário podem ser utilizados para selecionar ummétodo específico para uma dada situação.

Embora as presentes técnicas da invenção possam sersuscetíveis a várias modificações e formas alternativas, os exemplos demodos de realização examinados acima foram mostrados somente a título deexemplo. Entretanto, deve ser entendido novamente que a invenção não épretendida para ser limitada aos modos de realização particulares reveladosaqui. Na verdade, as presentes técnicas da invenção incluem alternativas,modificações, e equivalentes caindo dentro do verdadeiro espírito e escopo dainvenção como definida pelas reivindicações anexas a seguir.

Claims

1. Método para produção de hidrocarbonetos, caracterizadopelo fato de compreender:construir uma pluralidade de modelos de tempo de escoamentode fluido a partir de um modelo de reservatório;calcular medidas de conectividade de reservatório a partir dapluralidade de modelos de tempo de escoamento de fluido;analisar as medidas de conectividade de reservatório paradeterminar um local para o pelo menos um poço;perfurar o pelo menos um poço com base na análise; eproduzir hidrocarbonetos do pelo menos um poço perfurado.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato da construção da pluralidade de modelos de tempo de escoamento defluido compreender criar a pluralidade de modelos de tempo de escoamentode fluido via um método de gráfico teórico.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato da construção da pluralidade de modelos de tempo de escoamento defluido compreender:não dimensionar o modelo de reservatório;selecionar um modelo de rede de fluxo;designar propriedades volumétricas a uma pluralidade de nósno modelo de rede de fluxo;designar propriedades de fluxo a uma pluralidade de conexõesno modelo de rede de fluxo;selecionar pelo menos um dos nós para representar pelo menosum poço;calcular um valor para cada um dos nós para o selecionadopelo menos um dos nós; edesignar tempos de escoamento de fluido para cada um dosnós.

4. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelofato do modelo de rede de fluxo compreender nós e conexões.

5. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelofato do modelo de rede de fluxo compreender um modelo de oito vizinhançaspara reduzir erros de orientação.

6. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelofato das propriedades volumétricas compreender volume total, volume deporos, volume de poros com hidrocarboneto, e qualquer combinação dosmesmos.

7. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelofato das propriedades de fluxo compreender permeabilidade, porosidade,densidade de fluido, viscosidade de fluido, tempo de escoamento de fluido equalquer combinação dos mesmos.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato da construção da pluralidade de modelos de tempo de escoamento defluido compreender criar a pluralidade de modelos de tempo de escoamentode fluido via um método de propagação frontal.

9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato da construção da pluralidade de modelos de tempo de escoamento defluido compreender:não dimensionar o modelo de reservatório;definir uma pluralidade de nós em um modelo de nó a partir domodelo de reservatório não-dimensionado;designar propriedades volumétricas e velocidades deescoamento a cada um da pluralidade de nós;selecionar pelo menos um da pluralidade de nós pararepresentar um poço; ecalcular tempos de escoamento de fluido para cada um dapluralidade de nós.

10. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizadopelo fato das propriedades volumétricas compreender volume total, volume deporos, volume de poros com hidrocarboneto, e qualquer combinação dosmesmos.

11. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato do cálculo de medidas de conectividade de reservatório a partir dapluralidade de modelos de tempo de escoamento de fluido compreendercalcular medidas de conectividade de reservatório para uma pluralidade dedimensões.

12. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizadopelo fato da pluralidade de dimensões compreender pelo menos duas de umadimensão de tempo, dimensão de tamanho, dimensão de orientação e umadimensão de espaço.

13. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizadopelo fato do cálculo das medidas de conectividade de reservatório a partir dapluralidade de modelos de tempo de escoamento de fluido compreender:calcular medidas de conectividade de reservatório paradepleção primária;calcular medidas de conectividade de reservatório pararecuperações secundária e terciária; ecalcular medidas de conectividade locais.

14. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizadopelo fato do cálculo de medidas de conectividade de reservatório paradepleção primária compreender:calcular volume de poro de produção e tempo de produção; ecalcular relação de aspecto de volume produtível.

15. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizadopelo fato do cálculo de medidas de conectividade de reservatório pararecuperações secundária e terciária compreender:calcular extensão de platô de volume de poro interconectado; ecalcular coeficiente de declínio de volume de porosinterconectados.

16. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizadopelo fato do cálculo de medidas de conectividade locais de reservatóriocompreender:calcular extensão de platô de volume de poro interconectado; ecalcular coeficiente de declínio de volume de porosinterconectados.

17. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de adicionalmente compreender criar regiões de conectividade apartir de medidas de conectividade de reservatório para determinar alocalização para pelo menos um poço.

18. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de adicionalmente compreender criar mapas de conectividade paraguiar otimização da localização do pelo menos um poço.

19. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de adicionalmente compreender estimar tempos de escoamento defluido sem simulação de fluxo para criar a pluralidade de modelos de tempode escoamento de fluido.

20. Método para avaliar um modelo de reservatório,caracterizado pelo fato de compreender:obter um modelo de reservatório;não dimensionar o modelo de reservatório;construir uma pluralidade de modelos de tempo de escoamentode fluido a partir do modelo de reservatório não-dimensionado;calcular medidas de conectividade de reservatório a partir dapluralidade de modelos de tempo de escoamento de fluido; eanalisar as medidas de conectividade de reservatório paradeterminar a localização de pelo menos um poço para um reservatório.

21. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizadopelo fato da construção da pluralidade de modelos de tempo de escoamento defluido compreender criar a pluralidade de modelos de tempo de escoamentode fluido via um método de gráfico teórico.

22. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizadopelo fato da construção da pluralidade de modelos de tempo de escoamento defluido compreender:selecionar um modelo de rede de fluxo;designar propriedades volumétricas para uma pluralidade denós no modelo de rede de fluxo;designar propriedades de fluxo para uma pluralidade deconexões no modelo de rede de fluxo;selecionar pelo menos um dos nós para representar pelo menosum poço;calcular um valor para cada um dos nós para o selecionadopelo menos um dos nós; edesignar tempos de escoamento de fluido para cada um dapluralidade de nós.

23. Método de acordo com a reivindicação 22, caracterizadopelo fato das propriedades volumétricas compreender pelo menos um devolume total, volume de poro, volume de poro com hidrocarboneto, equalquer combinação dos mesmos.

24. Método de acordo com a reivindicação 22, caracterizadopelo fato das propriedades de fluxo compreender pelo menos um depermeabilidade, porosidade, densidade de fluido, viscosidade de fluido, tempode escoamento de fluido e qualquer combinação dos mesmos.

25. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizadopelo fato da construção da pluralidade de modelos de tempo de escoamento defluido compreender criar a pluralidade de modelos de tempo de escoamentode fluido via um método de propagação frontal.

26. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizadopelo fato da construção da pluralidade de modelos de tempo de escoamento defluido compreender:definir uma pluralidade de nós em um modelo de nó a partir domodelo de reservatório não-dimensionado;designar propriedades volumétricas e velocidades deescoamento para cada um da pluralidade de nós;selecionar pelo menos um da pluralidade de nós pararepresentar um poço; ecalcular tempos de escoamento de fluido para cada um dapluralidade de nós.

27. Método de acordo com a reivindicação 26, caracterizadopelo fato das propriedades volumétricas compreenderem pelo menos umdentre volume total, volume de poros, volume de poro com hidrocarboneto, equalquer combinação dos mesmos.

28. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizadopelo fato do cálculo de medidas de conectividade de reservatório a partir dapluralidade de modelos de tempo de escoamento de fluido compreendercalcular as medidas de conectividade de reservatório para uma pluralidade dedimensões.

29. Método de acordo com a reivindicação 28, caracterizadopelo fato da pluralidade de dimensões compreender pelo menos duas de umadimensão de tempo, dimensão de tamanho, dimensão de orientação e umadimensão de espaço.

30. Método de acordo com a reivindicação 28, caracterizadopelo fato do cálculo de medidas de conectividade de reservatório a partir dapluralidade de modelos de escoamento de fluido e tempo compreender:calcular as medidas de conectividade de reservatório paradepleção primária;calcular medidas de conectividade de reservatório pararecuperações secundária e terciária; ecalcular medidas de conectividade local.

31. Método de acordo com a reivindicação 30, caracterizadopelo fato do cálculo de medidas de conectividade de reservatório paradepleção primária compreender:calcular volume de poro produtível e tempo produtível; ecalcular relação de aspecto de volume produtível.

32. Método de acordo com a reivindicação 30, caracterizadopelo fato do cálculo de medidas de conectividade de reservatório pararecuperações secundária e terciária compreender:calcular extensão de platô de volume de poro produtível; ecalcular coeficiente de declínio de volume de porosinterconectados.

33. Método de acordo com a reivindicação 30, caracterizadopelo fato do cálculo de medidas de conectividade locais de reservatóriocompreender:calcular extensão de platô de volume de poro produtível; ecalcular coeficiente de declínio de volume de porosinterconectados.

34. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizadopelo fato de adicionalmente compreender criar regiões de conectividade apartir de medidas de conectividade de reservatório para determinar alocalização para o pelo menos um poço.

35. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizadopelo fato de adicionalmente compreender criar mapas de conectividade paraguiar otimização da localização do pelo menos um poço.

36. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizadopelo fato de adicionalmente compreender estimar tempos de escoamento defluido sem simulação de escoamento para criar a pluralidade de modelos detempo de escoamento de fluido.

37. Sistema associado à produção de hidrocarbonetos,caracterizado pelo fato de compreender:um processador:uma memória acoplada ao processador;um aplicativo armazenado na memória e configurado para:construir uma pluralidade de modelos de tempo de escoamentode fluido a partir de um modelo de reservatório;calcular medidas de conectividade de reservatório a partir dapluralidade de modelos de tempo de escoamento de fluido; eum monitor acoplado ao processador e configurado paraapresentar as medidas de conectividade de reservatório.

38. Sistema de acordo com a reivindicação 37, caracterizadopelo fato do aplicativo ser configurado para:não-dimensionar o modelo de reservatório;selecionar um modelo de rede de fluxo;designar propriedades volumétricas a uma pluralidade de nósno modelo de rede de fluxo;designar propriedades de escoamento a uma pluralidade deconexões no modelo de rede de fluxo;selecionar pelo menos um dos nós para representar pelo menosum poço;calcular um valor para cada um dos nós para o pelo menos umselecionado dos nós; edesignar tempos de escoamento de fluido a cada um dapluralidade de nós.

39. Sistema de acordo com a reivindicação 38, caracterizadopelo fato das propriedades volumétricas compreenderem volume total,volume de poro, volume de poro com hidrocarboneto, e qualquer combinaçãodos mesmos.

40. Sistema de acordo com a reivindicação 38, caracterizadopelo fato das propriedades de fluxo compreender permeabilidade, porosidade,densidade de fluido, viscosidade de fluido, tempo de escoamento de fluido equalquer combinação dos mesmos.

41. Sistema de acordo com a reivindicação 37, caracterizadopelo fato do aplicativo ser configurado para :não-dimensionar o modelo de reservatório;definir uma pluralidade de nós em um modelo de nó a partir domodelo de reservatório não-dimensionado;designar propriedades volumétricas e velocidades deescoamento a cada um da pluralidade de nós;selecionar pelo menos um da pluralidade de nós pararepresentar um poço; ecalcular tempos de escoamento de fluido para cada um dapluralidade de nós.

42. Sistema de acordo com a reivindicação 41, caracterizadopelo fato das propriedades volumétricas compreender em volume total,volume de poros, volume de poros com hidrocarboneto, e qualquercombinação dos mesmos.

43. Sistema de acordo com a reivindicação 38, caracterizadopelo fato do aplicativo ser configurado para calcular as medidas deconectividade de reservatório a partir da pluralidade de modelos de tempo deescoamento de fluido para uma pluralidade de dimensões.

44. Sistema de acordo com a reivindicação 43, caracterizadopelo fato da pluralidade de dimensões compreender pelo menos duas de umadimensão de tempo, dimensão de tamanho, dimensão de orientação e umadimensão de espaço.

45. Sistema de acordo com a reivindicação 43, caracterizadopelo fato do aplicativo ser configurado para:calcular medidas de conectividade de reservatório paradepleção primária;calcular medidas de conectividade de reservatório pararecuperações secundária e terciária; ecalcular medidas de conectividade locais.

46. Sistema de acordo com a reivindicação 45, caracterizadopelo fato do aplicativo ser configurado para:calcular volume de poro produtível e tempo produtível; ecalcular relação de aspecto de volume produtível.

47. Sistema de acordo com a reivindicação 45, caracterizadopelo fato do aplicativo ser configurado para:calcular extensão de platô de volume de poro interconectado; ecalcular coeficiente de declínio de volume de porosinterconectados.

48. Sistema de acordo com a reivindicação 45, caracterizadopelo fato do aplicativo ser configurado para:calcular extensão de platô de volume de poro interconectado; ecalcular coeficiente de declínio de volume de porosinterconectados.

49. Sistema de acordo com a reivindicação 37, caracterizadopelo fato do aplicativo ser configurado para criar regiões de conectividade apartir de medidas de conectividade de reservatório para determinar alocalização para o pelo menos um poço.

50. Sistema de acordo com a reivindicação 37, caracterizadopelo fato do aplicativo ser configurado para criar mapas de conectividade paraguiar otimização da localização para poços.

51. Sistema de acordo com a reivindicação 37, caracterizadopelo fato do aplicativo ser configurado para estimar tempos de escoamento defluido sem simulação de fluxo que são usados para criar a pluralidade demodelos de tempo de escoamento de fluido.

52. Método para avaliar um modelo de reservatório,caracterizado pelo fato de compreender:construir uma pluralidade de modelos de tempo de escoamentode fluido a partir de um modelo de reservatório;calcular medidas de conectividade de reservatório a partir dapluralidade de modelos de tempo de escoamento de fluido; eanalisar as medidas de conectividade de reservatório paradeterminar uma localização para pelo menos um poço.

53. Método de acordo com a reivindicação 52, caracterizadopelo fato da construção da pluralidade de modelos de tempo de escoamento defluido compreender criar a pluralidade de modelos de tempo de escoamentode fluido via um método de gráfico teórico.

54. Método de acordo com a reivindicação 52, caracterizadopelo fato da construção da pluralidade de modelos de tempo de escoamento defluido compreender:não-dimensionar o modelo de reservatório;selecionar um modelo de rede de fluxo;designar propriedades volumétricas a uma pluralidade de nósno modelo de rede de fluxo;designar propriedades de escoamento a uma pluralidade deconexões no modelo de rede de fluxo;selecionar pelo menos um dos nós para representar pelo menosum poço;calcular um valor para cada um dos nós para o pelo menos umselecionado dos nós; edesignar tempos de escoamento de fluido a cada um dapluralidade de nós.

55. Método de acordo com a reivindicação 54, caracterizadopelo fato do modelo de rede de fluxo compreender nós e conexões.

56. Método de acordo com a reivindicação 54, caracterizadopelo fato do modelo de rede de fluxo compreender um modelo de oitovizinhos para reduzir erros de orientação.

57. Método de acordo com a reivindicação 54, caracterizadopelo fato das propriedades volumétricas compreenderem volume total,volume de poros, volume de poros com hidrocarboneto, e qualquercombinação dos mesmos.

58. Método de acordo com a reivindicação 54, caracterizadopelo fato das propriedades de fluxo compreenderem permeabilidade,porosidade, densidade de fluido, viscosidade de fluido, tempo de escoamentode fluido e qualquer combinação dos mesmos.

59. Método de acordo com a reivindicação 52, caracterizadopelo fato da construção da pluralidade de modelos de tempo de escoamento defluido compreender criar a pluralidade de modelos de tempo de escoamentode fluido via um método de propagação frontal.

60. Método de acordo com a reivindicação 52, caracterizadopelo fato da construção da pluralidade de modelos de tempo de escoamento defluido compreender:não dimensionar o modelo de reservatório;definir uma pluralidade de nós em um modelo de nó a partir domodelo de reservatório não-dimensionado;designar propriedades volumétricas e velocidades deescoamento a cada um da pluralidade de nós;selecionar pelo menos um da pluralidade de nós pararepresentar um poço; ecalcular tempos de escoamento de fluido para cada um dapluralidade de nós.

61. Método de acordo com a reivindicação 60, caracterizadopelo fato das propriedades volumétricas compreenderem volume total,volume de poros, volume de poros com hidrocarboneto, e qualquercombinação dos mesmos.

62. Método de acordo com a reivindicação 52, caracterizadopelo fato do cálculo de medidas de conectividade de reservatório a partir dapluralidade de modelos de tempo de escoamento de fluido compreendercalcular medidas de conectividade de reservatório para uma pluralidade dedimensões.

63. Método de acordo com a reivindicação 62, caracterizadopelo fato da pluralidade de dimensões compreender pelo menos duas de umadimensão de tempo, dimensão de tamanho, dimensão de orientação e umadimensão de espaço.

64. Método de acordo com a reivindicação 62, caracterizadopelo fato do cálculo das medidas de conectividade de reservatório a partir dapluralidade de modelos de tempo de escoamento de fluido compreender:calcular medidas de conectividade de reservatório paradepleção primária;calcular medidas de conectividade de reservatório pararecuperações secundária e terciária; ecalcular medidas de conectividade locais.

65. Método de acordo com a reivindicação 64, caracterizadopelo fato do cálculo de medidas de conectividade de reservatório paradepleção primária compreender:calcular volume de poro de produção e tempo de produção; ecalcular relação de aspecto de volume produtível.

66. Método de acordo com a reivindicação 64, caracterizadopelo fato do cálculo de medidas de conectividade de reservatório pararecuperações secundária e terciária compreender:calcular extensão de platô de volume de poros interconectados;ecalcular coeficiente de declínio de volume de porosinterconectados.

67. Método de acordo com a reivindicação 64, caracterizadopelo fato do cálculo de medidas de conectividade locais de reservatóriocompreender:calcular extensão de platô de volume de poro interconectado; ecalcular coeficiente de declínio de volume de porosinterconectados.

68. Método de acordo com a reivindicação 52, caracterizadopelo fato de adicionalmente compreender criar regiões de conectividade apartir de medidas de conectividade de reservatório para determinar alocalização para o pelo menos um poço.

69. Método de acordo com a reivindicação 52, caracterizadopelo fato de adicionalmente compreender criar mapas de conectividade paraguiar otimização da localização do pelo menos um poço.

70. Método de acordo com a reivindicação 52, caracterizadopelo fato de adicionalmente compreender estimar tempos de escoamento defluido sem simulação de fluxo para criar a pluralidade de modelos de tempode escoamento de fluido.