Navegando por Assunto "Porosity"

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Acesso aberto (Open Access)
Cálculo da porosidade: identificação do argilomineral
(Universidade Federal do Pará, 2017-04-20) ALMEIDA, Thales Luiz Pinheiro de; ANDRADE, André José Neves; http://lattes.cnpq.br/8388930487104926
Na prática cotidiana da Avaliação de Formação é comum a adoção de hipóteses ou premissas simplificadoras sobre as propriedades físicas dos materiais constituintes da rocha reservatório para possibilitar o cálculo da porosidade. O conhecimento das propriedades físicas do argilomineral na rocha reservatório é fundamental para o cálculo da porosidade. Nesta dissertação advoga-se que as propriedades físicas do argilomineral presente na constituição da rocha reservatório são diferentes das médias das propriedades físicas dos folhelhos próximos. Geologicamente, o argilomineral é um dos materiais constituintes da rocha folhelho e admitir que as propriedades físicas dos folhelhos sejam iguais as propriedades físicas do argilomineral na rocha reservatório significa desconsiderar todos os demais constituintes e assumir uma continuidade sedimentar, que devido a inúmeros processos pós-deposicionais pode não ocorrer. Nesta dissertação, aplicamos a rede competitiva angular ao Gráfico Densidade-Neutrônico, para mostrar que se uma rocha reservatório e um folhelho, presente na bacia, são constituídos pelo mesmo argilomineral, eles apresentarão o mesmo padrão angular. Esta metodologia é apresentada com dados sintéticos e avaliada com perfis e análise de testemunho de poços do Campo de Namorado, na Bacia de Campos, Brasil.
Acesso aberto (Open Access)
Cálculo de porosidade com a rede neural competitiva
(Universidade Federal do Pará, 2015-10-26) ROSELLÓN GUZMAN, Laura Yesenia; ANDRADE, André José Neves; http://lattes.cnpq.br/8388930487104926
A porosidade é a propriedade petrofísica que quantifica o volume de fluido presente na constituição da rocha reservatório nas condições originais de subsuperfície. No entanto, o seu cálculo pelo Método Densidade-Neutrônico é extremamente prejudicado no caso de poços não testemunhados, onde não se dispõe do conhecimento das propriedades físicas da matriz (densidade e porosidade neutrônica). Esta dissertação apresenta um método para a viabilização do Método Densidade-Neutrônico em poços não testemunhados, apresentado uma estimativa realista das propriedades físicas da matriz de cada camada reservatório, com a utilização de uma rede neural competitiva angular. Para cada camada de interesse, o treinamento da rede é realizado no Gráfico Densidade-Neutrônico construído com os pontos da camada e a informação da densidade dos grãos (densidade da matriz), obtida na análise de testemunho. Este método é apresentado com dados sintéticos, que satisfazem o modelo petrofísico e dados reais de dois poços testemunhados, do Campo de Namorado, Bacia de Campos.
Acesso aberto (Open Access)
Post-imaging analysis of pressure prediction in productive sedimentary basins for oil and gas exploration
(Universidade Federal do Pará, 2015-05-26) VIEIRA, Wildney Wallacy da Silva; LEITE, Lourenildo Williame Barbosa; http://lattes.cnpq.br/8588738536047617
Esta tese tem vários aspectos relacionados à modelagem de bacia sedimentar na exploração de óleo e gás, e com duas divisões gerais: estimativa de parâmetros, e predição de pressão. Para a estrutura do presente trabalho, o primeiro tópico está relacionada com a análise de velocidade e meios efetivos, onde se estima uma distribuição para a velocidade da onda P no tempo, seguido da transformação para a profundidade, e usar um modelo efetivo para a densidade e para a distribuição de velocidades da onda S. A razão para esta focalização inicialmente destas estimativas é porque eles representam a principal informação de base que se pode ter a partir do domínio sísmico, de onde os outros parâmetros sísmicos podem ser calculados, e que serve de base para a segunda parte deste trabalho. O segundo tópico está relacionado à cálculo de tensão, deformação e pressão na subsuperfície utilizando os dados das velocidades das ondas P e S e os modelos de densidade, com a finalidade de localizar áreas de altas e baixas pressões que atuam como bombas de sucção naturais para a mecânica da acumulação de óleo e gás em zonas produtivas e camadas reservatórios. Destacamos na segunda parte para a apresentação, chamar atenção para a sensibilidade do mapeamento de pressão em função da variação de velocidade e densidade. Classificamos a primeira divisão como dedicado ao processamento e imageamento sísmico convencional, e nomeamos a segunda divisão como predição de tensão-deformação-pressão pós-imageamento. Como o objetivo final da geofísica é obter imagens da subsuperfície sob diferentes propriedades, o cálculo de tensão só faz total sentido para o caso de dados reais, e isto faz com que os dados adquiridos seja obrigatoriamente em três componentes. Uma conclusão importante dos experimentos numéricos, mostramos que a pressão não tem um comportamento trivial, uma vez que pode diminuir com a profundidade e criar bombas naturais responsáveis pelo acúmulo de fluidos. A teoria de meios porosos baseia-se integralmente em geometria diferencial, porque esta disciplina matemática lida com propriedades geométricas coletivos para reservatórios reais. Mostrouse que tais propriedades coletivas são, nomeadamente, a porosidade, a área da superfície específica, a curvatura média e a curvatura Gaussiana. Por exemplo, meios fraturados tem, como regra, uma pequena porosidade, mas área da superfície específica muito grande, o que cria a razão 𝛾 = 𝑣𝑆/𝑣𝑃 anômala e alta, e isto significa um coeficiente de Poisson, 𝜎, negativo. Outra conclusão é relacionado ao cálculo da descontinuidade de pressão entre sólido e líquido, o que depende da estrutura de poros.