BRPI0620170A2

BRPI0620170A2 - método e sistema para prever uma propriedade de pelo menos um fluido em um reservatório subterráneo, método para simular o fluxo de óleo pesado em um reservatório subteráneo e dispositivo de armazenamento de programa contendo instruções para executar um método de simulação de reservatório

Info

Publication number: BRPI0620170A2
Application number: BRPI0620170-9A
Authority: BR
Inventors: Mridul Kumar; Frederic Gadelle; Akshay Sahni
Original assignee: Chevron Usa Inc
Priority date: 2005-12-22
Filing date: 2006-12-20
Publication date: 2011-11-01
Also published as: CN101366041B; WO2007076044A2; WO2007076044A3; CN101366041A; CA2634757A1; CA2634757C

Abstract

MéTODO E SISTEMA PARA PREVER UMA PROPRIEDADE DE PELO MENOS UM FLUIDO EM UM RESERVATóRIO SUBTERRANEO, MéTODO PARA SIMULAR O FLUXO DE óLEO PESADO EM UM RESERVATóRIO SUBTERRANEO E DISPOSITIVO DE ARMAZENAMENTO DE PROGRAMA CONTENDO INSTRUçõES PARA EXECUTAR UM MéTODO DE SIMULAçãO DE RESERVATóRIO Um método, um sistema e um programa de dispositivo de armazenamento para prever uma propriedade de um fluido, como produção de fluido de um reservatório subterrâneo contendo óleo pesado arrastado com gás, são descritos. O método inclui desenvolver uma correlação de referência de permeabilidade relativa de gás k~ rg~ versus saturação de gás S~ g~ Uma correlação dependente de índice de capilaridade é determinada capturando a relação entre pelo menos um dentre saturação de gás crítica S~ gc~ e índice de capilaridade N~ c~e permeabilidade relativa de gás k~ gro~ e índice de capilaridade N~ c~com base em uma pluralidade de taxas de depleção. Indices de capilaridade N~ c~ são calculados para uma pluralidade de células em um modelo de reservatório representativo do reservatório subterrâneo. A correlação de referência é, depois, ajustada para comportar pelo menos um de S~ gc~ e Krgo selecionado da correlação dependente de índice de capilaridade da etapa (b), o pelo menos um dentre S~ gc~ e K~ rgo~ correspondendo aos índices de capilaridade N~ c~ calculados na etapa (c) para produzir uma pluralidade de correspondentes correlações de referência ajustadas. Permeabilidades relativas de gás K~ rg~ para a pluralidade de células são selecionadas das correspondentes correlações de referência ajustadas. Uma simulação de reservatório é, então, rodada, utilizando as permeabilidades relativas selecionadas k~ rg~ para prever uma propriedade do pelo menos um fluido em um reservatório subterrâneo contendo óleo pesado arrastado com gás.

Description

"MÉTODO E SISTEMA PARA PREVER UMA PROPRIEDADE DE PELO MENOS UM FLUIDO EM UM RESERVATÓRIO SUBTERRÂNEO, MÉTODO PARA SIMULAR O FLUXO DE ÓLEO PESADO EM UM RESERVATÓRIO SUBTERRÂNEO E DISPOSITIVO DE ARMAZENAMENTO DE PROGRAMA CONTENDO INSTRUÇÕES PARA EXECUTAR UM MÉTODO DE SIMULAÇÃO DE RESERVATÓRIO"

CAMPO TÉCNICO

A presente invenção refere-se, em geral, a métodos e sistemas para simulação de reservatório para prognosticar o fluxo de fluidos em um reservatório subterrâneo e, mais particularmente, para realçar a previsão do desempenho do reservatório considerando os efeitos do fluxo de fluido devido à ação de gás de solução de óleo pesado.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

Simulação de reservatório é usada para prognosticar o fluxo de fluidos em um reservatório subterrâneo. O fluxo de fluido pode incluir óleo, gás e água. Esta previsão do reservatório é importante no gerenciamento do reservatório e na estimativa da recuperação potencial de um reservatório.

Simulação de reservatório é bem conhecida em toda a indústria petrolífera e na literatura científica. Uma boa introdução aos princípios por trás da simulação de reservatório está em K. Aziz e A. Settari, Petroleum Reservoir Simulation, Elsevier Applied Science Publishers, Londres (1979). Outra descrição de como a simulação de reservatório é geralmente executada está descrita na patente U. S.. 6.052.520 para Watts III e outros. Estas referências estão aqui incorporadas em sua totalidade pela referência

A seguir, as etapas gerais abrangidas em uma simulação de reservatório convencional. Primeiro, é selecionado um reservatório para o qual as propriedades da rocha e do fluido devem ser modeladas e simuladas.

O reservatório é modelado e separado em uma pluralidade de células. Equações controladoras não-lineares são construídas para cada célula, geralmente sob a forma de equações diferenciais finitas, que são representativas de propriedades das rochas e fluidos no reservatório. Exemplos de propriedades da rocha incluem porosidade, pressão capilar, e permeabilidade relativa para cada fase de fluido (óleo, água, gás). Exemplos de propriedades do fluido incluem viscosidade do óleo, fator da formação de óleo (Bo), e pressão, temperatura, e saturação em cada uma das células. Nestas equações os termos não-lineares são tornados lineares para chegarmos a um conjunto de equações lineares para cada passo de tempo da simulação. Estas equações lineares podem então ser resolvidas para estimar soluções para incógnitas tais como pressão e saturação nas células. A partir destes valores de pressão e saturação, outras propriedades podem ser estimadas, incluindo a produção global de óleo, gás e água do reservatório em um passo de tempo. As etapas acima mencionadas são repetidas sobre muitos destes passos de tempo para simular o fluxo do fluido sobre o tempo no reservatório.

Uma das propriedades-chave necessária na simulação do reservatório é a permeabilidade de uma rocha ao fluxo. Permeabilidade absoluta K é uma medida da capacidade de uma rocha de transmitir fluxo, e pode variar bastante por todo um reservatório e formações circunvizinhas. Quando gás, óleo e água se deslocam através da rocha porosa, não se deslocam a velocidades iguais. Melhor, os fluidos competem um com o outro. A permeabilidade relativa, kr, é a relação da permeabilidade efetiva, Ice, quando mais de um fluido está presente, para a permeabilidade absoluta Κ. A permeabilidade efetiva Ice é a permeabilidade medida de um meio poroso para um fluido quando outro estiver presente. O relacionamento entre a permeabilidade relativa kr e a saturação S depende da rocha e do fluido do reservatório e pode variar entre formações. Também, a permeabilidade relativa kr depende da proporção relativa dos fluidos presentes, isto é, saturações do fluido. A FIG. 1 ilustra uma curva típica da permeabilidade relativa krg versus saturação Sg para gás. O gás não pode fluir a qualquer velocidade apreciável até que a saturação do gás atinja um valor mínimo de limiar. Olhando-se a FIG. 1, este valor de limiar é referido como a saturação crítica do gás ac e começa em um valor de aproximadamente 0.03 ou cerca de 3% de saturação. Na outra extremidade da curva está uma permeabilidade relativa de ponto de extremidade l^rgro qUe é o valor da permeabilidade relativa krg do gás com o qual o deslocamento de óleo residual remanescente na rocha é mínimo. Como a rocha-reservatório conterá sempre uma quantidade mínima de óleo residual, a saturação do gás não pode atingir 100%. A porcentagem total de saturação deve somar acima de 100%. Neste caso, há uma saturação máxima de 76% de gás Sg e 24 % de saturação de óleo residual Sorg- Como visto na FIG. 1, a permeabilidade relativa máxima, r^ro, ocorre a uma saturação de aproximadamente 0,76 com kr = 0,40. Estes valores de sc e ^rgro serão referidos como valores referenciais de ponto de extremidade para saturação de gás Sg e permeabilidade relativa krg.

Idealmente, curvas de permeabilidade relativa são desenvolvidas através de experiências de laboratório em amostras de testemunho coletadas dos reservatórios para os quais a simulação de reservatório deve ser executada. Por exemplo, testes de deslocamento podem ser usados para desenvolver curvas de permeabilidade relativa krg versus saturação Sg. Estes testes são bem conhecidos. Procedimentos de teste de deslocamento particularmente bem conhecido estão descritos em E.F. Johnson, D.P. Bossler, e V.O. Naumann, Calculations of Relative Permeability from Displacement Experiments, Trans. Am. Inst. Mining Engineers volume 216, 1959, pp. 370-378 e S.C. Jones e V.O. Roszelle, Graphical Techniques for Determining Relative Permeability from Displacement Experiments, Journal of Petroleum Engineering, volume 30, pp.807-817 (1978). Estas experiências de deslocamentos foram, geralmente, conduzidas a taxas de depleção lentas, uma vez que é comumente aceito que curvas de permeabilidade são geralmente independentes de quão rápido o gás flui através da rocha do reservatório.

Alternativamente, se amostras de testemunho não estiverem disponíveis, as curvas de permeabilidade relativa krg, versus saturação Sg podem ser criadas teoricamente. Por exemplo, as curvas podem ser desenvolvidas a partir de reservatórios análogos comparáveis.

Uma vez obtidas as curvas de permeabilidade relativa krg versus saturação Sg, então, as permeabilidades relativas krg para serem usadas em uma simulação de reservatório podem, simplesmente, ser obtidas destas curvas, assumindo-se que as saturações Sgj nas células do modelo de reservatório sejam conhecidas. As saturações Sg, são, conhecidas de modo geral ou a partir de condições iniciais estabelecidas no início de uma simulação, a partir do último passo de tempo na simulação ou então de cálculos dentro de uma iteração em um passo de tempo.

A produção de óleo pesado é, inicialmente, acionada primariamente por pressão de óleo. O óleo pesado pode ser considerado como incluindo óleo tendo uma gravidade API de 20° ou menos. Quantidades significativas de gás são, freqüentemente, carreadas dentro do óleo pesado quando sob pressões elevadas do reservatório. Após produção suficiente de óleo pesado de um reservatório, a pressão em porções do reservatório pode cair abaixo da pressão do ponto de bolha. Nesta pressão, o gás sai prontamente da solução de óleo pesado. Uma vez que gás suficiente tenha sido liberado do óleo, acredita-se que ele forme uma fase contínua e que possa fluir através do reservatório, a velocidade de produção de gás sendo significativamente realçada. Como indicado acima, a saturação Sg na qual há uma iniciação do fluxo do gás é referida como a saturação crítica do gás ou Sgc. A FIG. 11 mostra um gráfico de gás cumulativo produzido de uma amostra de testemunho versus tempo em minutos. O ponto de interrupção na curva mostrada representa Sgc.

Testes têm mostrado que a quantidade de recuperação de óleo de um reservatório de óleo pesado é dependente da taxa de depleção do reservatório. Freqüentemente, taxas mais elevadas de depleção levarão a uma recuperação global de óleo realçada. Uma vez que os mecanismos da ação do gás de solução de óleo pesado não estão bem compreendidos, simuladores de reservatório utilizam, tipicamente, curvas de permeabilidade relativa krg de gás estático versus saturação Sg, tal como a vista na FIG. 1, que são independentes da velocidade do fluxo de fluido ou taxa de depleção. Uma vez que estas curvas sejam desenvolvidas para os tipos de rocha respectivos que devem ser modelados, as curvas permanecerão as mesmas (isto é, os pontos de extremidade e r£ro permanecem fixos) durante toda a simulação de reservatório, independente da velocidade do fluxo através das células do reservatório. Estas suposições de que as curvas de permeabilidade são estáticas para a simulação geral de reservatório de formações subterrâneas produtoras de hidrocarboneto contendo óleo não-pesado são, geralmente, satisfatórias.

Entretanto, no caso de óleo pesado, a ação do gás de solução de não-equilíbrio ("óleo espumante") é um mecanismo de produção significativo que afeta a saturação crítica do gás Sgc, e a recuperação do óleo. Atualmente, a compreensão da ação do gás de solução de óleo pesado em todas as escalas (poro, testemunho e campo) é limitada. Simuladores de reservatório convencionais não esclarecem precisamente esta ação do gás de solução na previsão do fluxo de fluido em um reservatório. Esta é uma deficiência significativa que resulta, freqüentemente, em previsões que subestimam a produção de óleo pesado. A presente invenção supera esta deficiência esclarecendo os efeitos da ação do gás de solução de óleo pesado.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

É apresentado um método para prognosticar uma propriedade de pelo menos um fluido em um reservatório subterrâneo contendo óleo pesado com gás carreado. Por exemplo, a propriedade poderia incluir a produção global de fluidos do reservatório, isto é, óleo, gás e água. O prognóstico é feito usando-se um simulador do reservatório que usa um modelo de reservatório tendo uma pluralidade de células representativas do reservatório. Para, pelo menos, algumas das células e para, pelo menos, algumas das iterações de simulação de reservatório, a permeabilidade relativa do gás krg é dependente das velocidades locais do fluido V0 nas células.

Em um modo de realização preferido deste método, uma correlação referencial é desenvolvida para a permeabilidade relativa do gás krg versus saturação do gás Sg, baseada tipicamente em testes de deslocamentos executados a taxas de depleção lentas. Em seguida, uma correlação dependente do índice de capilaridade Nca é desenvolvida entre pelo menos um de, e mais preferencialmente, entre ambos, saturação crítica do gás Sgc e índice de capilaridade Nca e permeabilidade relativa de ponto extremo do gás Krgro e índice de capilaridade Nca. Exemplos não limitativos de como esta correlação pode ser expressa incluem, como exemplo e não limitação, usar uma equação matemática que descreva uma curva ou criar uma tabela de consulta correspondente.

Estas correlações dependentes do índice de capilaridade Nca derivadas experimentalmente podem, então, ser usadas conjuntamente com a simulação de reservatório, para capturar os efeitos que a ação do gás de solução de óleo pesado e das taxas de depleção têm na produção do óleo pesado e do gás por ele carreado. índices de capilaridade Nc são calculados para uma pluralidade de células no modelo de reservatório representativas do reservatório subterrâneo para o qual as propriedades de fluido devem ser simuladas. Valores de Sgc, e/ou krgr0 são selecionados a partir de correlações dependentes do índice de capilaridade baseadas nos índices de capilaridade Nc, calculados para as células. Depois, são desenvolvidas correlações referenciais ajustadas. Por exemplo, os pontos de extremidade originais da curva referencial, isto

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, são substituídos pelos novos valores Sgc e krgro dependentes do índice de capilaridade e a curva entre eles ajustada, como por graduação linear. A FIG. 2 sugere que uma curva referencial ajustada pode ser desenvolvida trocando-se os valores originais

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dos pontos de extremidade por outros valores de Sgc, e krgr0, que são baseados, em parte, na velocidade do fluxo óleo Vo através das células.

Permeabilidades relativas do gás krg para a pluralidade de células são selecionadas das correlações referenciais ajustadas correspondentes. Estas permeabilidades relativas krg são, então, usadas em uma simulação de reservatório para prognosticar uma propriedade de pelo menos um fluido em um reservatório subterrâneo contendo óleo pesado com gás carreado. Esta propriedade prognosticada pode ser a produção de óleo, água ou gás. Preferivelmente, uma vez que a saturação Sg em uma célula seja igual ou maior do que o nível de saturação crítica do gás Sgc, a correlação referencial ajustada corrente para esta célula é fixada para os passos de tempo restantes da simulação. Esta fixação da correlação referencial ajustada, uma vez que o gás começa a fluir, ajuda a manter a estabilidade durante a solução do sistema de equações que modela o reservatório.

Uma ou ambas as correlações de Sgc ou krgro dependentes da capilaridade pode ser usada para ajustar a correlação referencial, tornando-a uma correlação referencial ajustada. Estas correlações referenciais ajustadas, com o uso do índice de capilaridade Ncj capturam os efeitos que a taxa de depleção/velocidade do fluxo de fluido e a viscosidade têm sobre a permeabilidade relativa durante a produção de óleo pesado sob ação de gás de solução de óleo pesado. Preferivelmente, experiências de depleção foram executadas a várias taxas de depleção para desenvolver correlações dependentes do índice de capilaridade para o Sgc, e krgro. Entretanto, se necessário, é possível prognosticar teoricamente o que estas correlações dependentes do índice de capilaridade deveriam ser.

Permeabilidades relativas krg dependentes dos índices de capilaridade Nc,, calculadas no início de um passo de tempo em uma simulação de reservatório, podem ser selecionadas. Alternativamente, índices de capilaridade Nc, podem ser calculados repetidamente por todas as iterações em um passo de tempo para prover atualização constante das curvas de permeabilidade relativa durante a simulação. Outra vez, esta atualização de um índice de capilaridade Nc para curvas de permeabilidade relativa de uma célula é, preferivelmente, interrompida, uma vez que a saturação Sg em uma célula permaneça na, ou, acima da saturação crítica de gás Sgc durante a simulação.

É um objetivo da presente invenção realçar a previsão do desempenho do reservatório, esclarecendo melhor os efeitos do fluxo de fluido devidos à ação de gás de solução de óleo pesado mais do que nos simuladores de reservatório convencionais, melhorando, desse modo, a capacidade de prognóstico de simulações de reservatório envolvendo fluxo de óleo pesado em formações subterrâneas, o que pode levar a melhores estratégias de gerenciamento do reservatório.

Outro objetivo é determinar experimentalmente valores para saturações críticas de gás Sgc e/ou para permeabilidade relativa do gás do ponto de extremidade krgro para uma amostra de testemunho a várias taxas de depleção diferentes e correlacionar estes valores de encontro aos índices de capilaridade Nca para criar correlações dependentes dos índices de capilaridade. Estas correlações dependentes do índice de capilaridade Nca podem ser usadas conjuntamente com um modelo de reservatório, e índices de capilaridade calculados Nc durante uma simulação de reservatório, para estimar com mais precisão as permeabilidades relativas krg a ser usadas na simulação de reservatório de óleo pesado.

DESCRIÇÃO RESUMIDA DOS DESENHOS Estes e outros objetivos, características e vantagens da presente invenção serão, mais bem compreendidos considerando-se a descrição a seguir, reivindicações anexas e desenhos de acompanhamento onde:

FIG. 1 mostra uma curva convencional de permeabilidade relativa do gás krg versus saturação Sg;

FIG. 2 descreve o ajuste da curva convencional da FIG. 1 modificando os pontos de extremidade de S°c e k°gro para coincidir com valores de Sgc e krgro selecionados de correlações de Sgc versus Nca e de krgro versus Nca dependentes do índice de capilaridade;

FIG. 3 mostra um fluxograma das etapas executadas em um modo de realização preferido da presente invenção para realizar simulação de reservatório que utiliza permeabilidades relativas do gás krg que são dependentes das velocidades locais V0 do fluxo de fluido nas células;

FIG. 4 mostra um desenho esquemático de um arranjo experimental usado para determinar saturação do gás Sg a partir de amostras de testemunho e de recheio de areia;

FIG. 5 descreve um gráfico da pressão média do recheio de areia e do diferencial de pressão versus tempo, através de uma amostra de recheio de areia em uma experiência de depleção rápida;

FIG. 6 ilustra um gráfico de óleo e gás cumulativos produzidos na experiência de depleção rápida da FIG. 5;

FIG. 7 mostra um gráfico da pressão média da amostra de recheio de areia e densidade de efluente para uma experiência de depleção lenta;

FIG. 8 descreve um gráfico da pressão média da amostra de recheio de areia e óleo cumulativo produzido para uma experiência de depleção lenta;

FIG. 9 mostra um gráfico da recuperação de óleo como uma função da pressão média do poro para experiências com recheio de areia em taxas de depleção de 0,3 e 0,03 cm3/min.;

FIG. 10 é um gráfico da recuperação de óleo como uma função da pressão média do poro para experiências com testemunho em taxas de depleção de 0,082, 0,08, e 0002 cm /min, respectivamente; e

FIG. 11 é um gráfico do gás cumulativo produzido (medido) e do gás de solução cumulativo produzido (calculado) versus tempo.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

I. Introdução

A presente invenção considera os efeitos da ação de gás de solução de óleo pesado e, mais particularmente, os efeitos que as taxas de depleção do fluido têm na produção de óleo pesado. Velocidade ou taxa de depleção, dependentes de valores da permeabilidade relativa kr& são utilizadas em uma simulação de reservatório de óleo pesado para prover previsões de simulação de reservatório mais precisas do que as que são conseguidas com simulação de reservatório convencional.

Em um modo de realização preferido, índices de capilaridade Nc dependentes das velocidades do óleo v0, são calculados para células do reservatório. Estes índices de capilaridade Nc, são usados para ajustar correlações de permeabilidade relativa referenciais considerando os efeitos da velocidade ou da taxa de depleção sobre a permeabilidade relativa krg. Neste modo de realização preferido, saturações críticas do gás Sgc e/ou permeabilidades relativas dos pontos de extremidade krgro dependentes do índice de capilaridade Nca são desenvolvidas em primeiro, baseado preferivelmente em experiências de laboratório. Depois, valores de Sgc e/ou krgro, correspondentes ao índice de capilaridade Nc calculado para uma célula, são usados para ajustar a correlação de permeabilidade relativa referencial para essa célula. Valores de permeabilidade relativa krg são, então, selecionados a partir destas correlações de permeabilidade relativa referenciais ajustadas do índice de capilaridade, com base nas saturações Sg nas células.

A FIG. 3 provê um fluxograma exemplificativo das etapas que podem ser usadas para implementar a simulação de reservatório da ação de gás de solução de óleo pesado da presente invenção. Na etapa 100, uma correlação referencial é criada entre krg e Sg. Correlações são então desenvolvidas entre Sgc e Nca e/ou krgro e Nca na etapa 110. Para várias células em um modelo de reservatório, índices de capilaridade Nc são calculados na etapa 120. Para cada uma destas células, correlações referenciais ajustadas entre krg e Sg são estabelecidas na etapa 130 e são dependentes de Nc e das correlações desenvolvidas na etapa 110. Permeabilidades relativas do gás krg são então selecionadas na etapa 140 para cada uma das células a partir de correlações referenciais ajustadas entre krg e Sg usando-se valores de saturação Sg das células. Estas permeabilidades krg dependentes do índice de capilaridade são, então, usadas na etapa 150 em uma simulação de reservatório para prognosticar propriedades do fluxo de fluido no modelo de reservatório.

Uma descrição de um método de teste exemplificativo para estabelecer correlações entre Sgc e Nca e entre krgro e Nca, será apresentada. Assim, serão descritas as modificações que são feitas em um simulador de reservatório convencional para incorporar correlações Sgc e/ou krgr0 dependentes da taxa de depleção/índice de capilaridade, para selecionar permeabilidades relativas krg ao conduzir uma simulação de reservatório. II Estabelecimento de correlações

A. Correlações de Permeabilidade Relativa Referencial de Gás k^ versus Saturação S£

Correlações entre permeabilidade relativa de gás krg e saturação Sg são estabelecidas de modo que valores de permeabilidade relativa krg possam ser utilizados por um simulador de reservatório baseado em valores de saturações conhecidos Sg em células de um modelo de reservatório. Idealmente, estas correlações são desenvolvidas experimentalmente de amostras de testemunho do reservatório para o qual a simulação de reservatório deva ser executada. Alternativamente, recheios de areia representativos e/ou óleo sintético podem igualmente ser usados para desenvolver as correlações. Métodos preferidos para estabelecer estas correlações referenciais são os métodos de Johnson, Bossler, e Naumann ou então o método Jones e Roszell, que foram mencionados acima na seção fundamentos e são bem conhecidos daqueles experientes na construção de curvas de permeabilidade. Alternativamente, há muitos outros esquemas bastante conhecidos para construir curvas de permeabilidade relativa de gás krg versus saturação Sg para rochas e fluidos de reservatório. Tipicamente, krg será uma função de Sg. Por razões práticas, freqüentemente a saturação do gás usada na correlação de krg é normalizada. Esta normalização é descrita na Equação 12. Esta normalização permite que o simulador avalie prontamente a krg trocando os pontos de extremidade (por exemplo, Sgc e Sorg).

Se amostras de testemunho não estiverem disponíveis, então, as correlações entre a permeabilidade relativa krg e saturação Sg podem ser estimadas teoricamente. Como um exemplo não limitativo, uma formação análoga pode ser usada para criar, inicialmente, curvas referenciais. Exemplos não limitativos de correlações podem tomar diversas formas, tais como, curvas, expressões matemáticas, tabelas de consulta, etc.

A FIG. 1 é uma curva referencial ou correlação exemplificativa da permeabilidade relativa do gás krg versus saturação Sg. Um valor de referência para 9C é mostrado como cerca de 0.03 ou 3%. Acima deste valor, espera-se que o gás comece a fluir livremente em vez de ser primariamente aprisionado dentro do meio poroso. A saturação máxima do gás Sg gira em torno de 76% com isto havendo uma saturação de 24% de saturação de óleo residual Sorg- É assumido que, para este exemplo, a presença de água é muito pequena. Na saturação máxima de gás Sg = 76%, a permeabilidade relativa máxima do gás tiTgro é aproximadamente 0,4%. B. Correlações entre S^ vs. Nss e Icrgro vs. Nca

Experiências de laboratório foram conduzidas a várias taxas de depleção para estabelecer correlações de Sgc vs. Nca e

krgro vs. Nca. Sgc é obtida

em um método a ser descrito abaixo. Nca é calculado usando-se a Equação (8) abaixo. Das experiências e comparação histórica usando-se simulações de reservatório em amostras de testemunho ou recheios de areia, foram obtidos valores de Sgc, krgro e Nca para cada taxa de depleção. Então correlações entre Sgc e Nca e entre krgro e Nca foram obtidas pelo ajuste dos dados de Sgc, krgro e Nca à curva. Ajustamento histórico de dados da produção em amostras de testemunho pode ser usado para realçar a exatidão das correlações. 1. Preparação do Óleo Ativo

Óleo ativo foi preparado combinando óleo inativo não filtrado e metano. O teor de água do óleo era desprezível. Dados de PVT (Pressão, Volume, e Temperatura): Relação Gás/Óleo (Rs), Fator de Volume da Formação de Óleo (B0) e Fatores de Volume da Formação de Gás (Bg), foram determinados através de uma combinação de experiências (expansão de composição constante, fulgor, medida da densidade) e ajuste da equação de estados. A viscosidade do óleo ativo foi medida em um viscosímetro de capilaridade (ID = 0,05 in) na temperatura do reservatório. A Tabela 1 lista propriedades relevantes do óleo ativo al78° F.

Tabela 1

Propriedades do Oleo Cru

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2. Experiências de Depleção

Experiências de depleção foram conduzidas a taxas constantes de depleção em um recheio de areia horizontal com 80 cm de comprimento ou em um testemunho de compósito horizontal de 29 cm (4 tampões). A areia usada nas experiências do recheio de areia foi areia Ottawa limpa variando no tamanho de 75 a 125μm. A areia foi embalada em uma luva Viton especialmente feita equipada com portas de pressão. As porosidades do recheio de areia e do testemunho de compósito foram medidas com um porosímetro de hélio. As propriedades do recheio de areia e do testemunho de compósito estão alistadas na Tabela 2:

Tabela 2

Propriedades do Recheio de areia e do Testemunho de Compósito

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A taxa de depleção foi controlada usando-se uma ou duas bombas ISCO operando em modo de recarga. A FIG. 4 mostra um esquema da instalação experimental. Durante a depleção, a pressão (entrada, saída, e em diversos pontos ao longo do testemunho), a produção de óleo e gás, e a densidade do efluente foram monitoradas. O suporte de testemunho foi colocado em um escaner CT Siemens Somatom HiQ para monitorar a saturação espacial e temporal do gás.

3. Procedimento

O recheio de areia seco foi, inicialmente, escaneado por CT (Tomografia Computadorizada) nas condições do reservatório (isto é, sob tensão da sobrecarga e na temperatura). O testemunho, depois, foi lavado com CO2, evacuado e saturado com querosene a uma retro-pressão de 11,031 ,MPa. A permeabilidade do recheio de areia (ou do testemunho de compósito) foi medida com querosene a diversas vazões. O recheio de areia saturado de querosene igualmente foi escaneado por CT. A porosidade do recheio de areia foi calculada usando-se escaneamento por CT úmido e seco e o coeficiente de CT do ar e do querosene. Então óleo ativo foi injetado lentamente no testemunho para deslocar o querosene. A permeabilidade do recheio de areia foi igualmente medida com óleo ativo a várias vazões. A taxa de injeção do óleo ativo foi então reduzida de modo que a pressão diferencial através do testemunho fosse menor do que 13,79kPa.

O recheio de areia saturado de óleo ativo foi escaneado por CT para registrar as condições iniciais. A depleção foi iniciada a uma pressão de 10,342- 11,721,MPa (cerca de l,034MPa - 2,413,MPa acima da pressão do ponto de bolha). A válvula de entrada foi fechada e a bomba ISCO A, a jusante, foi operada a uma taxa de remoção constante. Após dado tempo de depleção, as bombas foram trocadas e a bomba ISCO B retirou os fluidos enquanto a bomba ISCO A despachou o óleo e o gás para o sistema de coleta. O ciclo da bomba foi repetido até que a pressão de saída diminuiu para cerca de l,378MPa. Pressões, temperaturas e acumulação de fluido no sistema de coleta foram registradas continuamente usando-se software de aquisição de dados convencional. A densidade do fluido produzido foi medida continuamente usando-se um densímetro em linha. O recheio de areia também foi escaneado periodicamente para determinar diretamente a saturação do gás, Sg, como uma função do tempo e do posicionamento.

4. Escaneamento por CT

Um escaner CT Siemens Somatom HiQ foi usado para monitorar a saturação espacial e temporal do gás. Este escaner por CT, de terceira geração, tem 768 detectores estacionários e uma fonte de raios-X giratória. Os escaneamentos foram conduzidos a 13,3kV e o tempo de escaneamento foi 2.7 segundos. O tamanho do voxel foi aproximadamente 0.625 mm3 para uma espessura de escaner de 10 mm e a incerteza medida da saturação foi +/- 1,5 unidades de saturação. As espessuras do escaner de 10 mm e/ou 5 mm foram adquiridas.

5. Resultados,

Durante o decorrer das experiências, foram adquiridas informação sobre a pressão ao longo do testemunho e na entrada fechada do testemunho e na saída aberta do testemunho, as quantidades de óleo e de gás produzidos, a densidade do efluente e a saturação do gás (através do escaner CT). As respostas típicas observadas durante uma experiência estão mostradas nas FIGS. 5 e 6. A FIG. 5 mostra a pressão média do recheio de areia e o diferencial de pressão através do recheio de areia durante uma experiência de depleção rápida. A FIG. 6 ilustra o óleo e o gás cumulativos produzidos durante uma experiência de depleção rápida,

Embora não querendo nos ater a uma teoria em particular, acredita-se que, em um período inicial, a produção ocorra apenas através da expansão da formação de óleo (não há nenhum gás livre no sistema) e a pressão cai rapidamente. Na pressão (aparente) do ponto de bolha, as bolhas de gás começam a nuclear. Quando a pressão diminui abaixo da pressão do ponto de bobulhamento, as bolhas de gás crescem lentamente em tamanho e a produção de óleo é dominada pela expansão do gás. Como pode ser visto na FIG. 5, a taxa de diminuição da pressão foi reduzida significativamente. Oleo era a única fase móvel e o gás coletado foi pela liberação do gás dissolvido no sistema de coleta. Na saturação crítica do gás Sgc, as bolhas de gás estão conectadas através de todo o recheio de areia e o começa gás a fluir livremente. Nota-se que houve um aumento significativo na produção de gás, enquanto a produção de óleo diminuiu gradualmente (ver a quebra brusca no gráfico da produção cumulativa de gás a ~ 270 minutos).

Para experiências com taxa de depleção mais lenta em recheios de areia e experiências em testemunho, a densidade do efluente foi igualmente medida. As FIGS. 7 e 8 mostram respostas típicas que foram observadas com este instrumento. A FIG. 7 ilustra a pressão média do recheio de areia e a densidade do efluente para uma experiência de depleção lenta. A FIG. 8 descreve a pressão média do recheio de areia, óleo cumulativo produzido (coletado no separador e inferido baseado na densidade do efluente) para uma experiência de depleção lenta.

6. Efeito da Taxa

O principal efeito observado durante as experiências de depleção foi que a recuperação do óleo é altamente sensível à taxa de depleção. Este fenômeno foi observado com ambas, experiências com recheios de areia grandes (FIG. 9) e experiências com testemunho pequeno (FIG. 10). A FIG. 9 ilustra a recuperação do óleo como uma função da pressão média do poro (experiências com recheio de areia - taxas = 03 e 0.03 cm3 /min). A FIG. 10 mostra a recuperação do óleo como uma função da pressão média do poro (experiências com testemunho - taxas = 0,082, 0,08, e 0,002 cm3/min.)

Em adição ao efeito da taxa, nota-se que a recuperação global do óleo observada nestas experiências é bem grande (até D30% OOIP). Esta recuperação elevada e esta dependência nas taxas de depleção não podem ser prontamente explicadas pela física tradicional. Além disso, este fenômeno não é modelado corretamente com os simuladores comerciais correntes.

7. Análise de dados - Determinação de Sg e Sgc

A saturação crítica do gás Sgc, é a saturação na qual o gás cumulativo produzido começa a aumentar significativamente. A FIG. 11 mostra o gás cumulativo produzido (medido) e o gás de solução cumulativo produzido (calculado) versus tempo. A saturação crítica do gás Sgc pode igualmente ser determinada baseada na densidade do efluente.

Com a instalação descrita na FIG. 4, há diversas maneiras de determinar a saturação do gás:

(1) medida in situ direta com o escaner CT; (2) balanço de material usando-se a quantidade de fluidos coletados no sistema de coleta; e

(3) balanço de material usando-se a densidade da corrente de efluente.

Os métodos 2 e 3 exigem o uso de dados de PVT (a saber, fator de volume da formação e densidade em função da pressão). Balanço de material:

<formula>formula see original document page 19</formula>

onde N é o óleo no local (stb) no início da experiência e à pressão Pi, Np é o óleo cumulativo produzido (stb) à pressão P (Np é medido com o sistema de coleta), Bo e Boi são os fatores de volume da formação de óleo em P e em Pi, respectivamente e Cf é a compressibilidade da rocha ou do recheio de areia (1/kPa).

Acima do ponto de bolha, o óleo é produzido apenas através de expansão da formação e óleo. Isso é

<formula>formula see original document page 19</formula>

onde a compressibilidade do óleo é dada por

<formula>formula see original document page 19</formula>

Com Co conhecido, as compressibilidades do recheio de areia e testemunho de compósito são calculadas usando-se a equação (3).

Como notado acima, Np é medido através do sistema de coleta. Alternativamente, a quantidade de óleo produzido pode ser baseada na densidade do efluente, pff:

<formula>formula see original document page 19</formula>

A porosidade e a saturação do gás podem ser calculadas usando-se o escaner CT. A porosidade é dada por <formula>formula see original document page 20</formula>

onde CTtestemunho saturado é o coeficiente do CT para o recheio de areia saturado com querosene (a uma pressão inicial), e CTtestemunho seco é o coeficiente do CT do recheio de areia saturado com gás. CTliq e CTgas são os coeficientes do CT para querosene e ar, respectivamente.

Similarmente, a saturação do gás é obtida com a seguinte equação:

<formula>formula see original document page 20</formula>

onde o CTp é o coeficiente do CT medido durante a depleção (à pressão P), CTtestemunho saturado é o coeficiente do CT para o recheio de areia saturado com óleo ativo (na pressão inicial), e CTtestemunho seco é o coeficiente do CT do recheio de areia saturado com ar e na pressão inicial.

8. Análise de dados — Cálculo do índice de capilaridade

Para cada experiência, o índice de capilaridade médio (NCa) foi calculado usando-se o diferencial de pressão registrado durante a depleção. O índice de capilaridade pode ser calculado de diversas maneiras. Neste modo de realização preferido, foi usada a seguinte fórmula:

<formula>formula see original document page 20</formula>

onde K é a permeabilidade do testemunho ou do recheio de areia, σ é a tensão superficial do gasóleo (estimada para ser 80. dyn/cm para o óleo usado na experiência), L é o comprimento do recheio de areia, e ΔΡ é o diferencial de pressão observado antes do gás tornar-se móvel.

9. Análise de dados - Sa. e krgro como uma função de Nca

Baseado na análise acima, Sgc é plotado como uma função de Nca para todas as experiências disponíveis. Os dados são então ajustados por curva, preferivelmente usando-se uma função exponencial (Equação (9)) para interpolar/extrapolar os dados faltantes. Os valores do coeficiente "a" e do expoente "b" são específicos para cada sistema óleo/rocha. Como exemplo e não limitando, as correlações matemáticas preferidas entre Sgc e krgro, como funções de Nca, são como segue:

<formula>formula see original document page 21</formula>

<formula>formula see original document page 21</formula> são valores da saturação crítica do gás e da permeabilidade relativa do gás de pontos de extremidade, "convencionais", respectivamente, como descritos acima em fundamentos e como mostrado na FIG. 1.

Simulações de reservatório conduzidas em amostras de testemunho a várias taxas de depleção são usadas para determinar os valores para krgro. Para cada operação de simulação, a saturação crítica do gás Sgc é conhecida, portanto esta permeabilidade relativa do gás em um ponto de extremidade krg versus saturação Sg é conhecida. Várias estimativas são feitas para o outro krgro de ponto de extremidade da curva. Depois, é usado um método de erro e tentativa para determinar qual valor estimado de krgr0 combina com a saída da produção experimental a partir da amostra de testemunho a uma taxa de depleção particular. Este ajustamento histórico de resultados de produção experimental com operações simuladas é usado para determinar krgro a várias taxas de depleção, que correspondem aos valores de Nca.

Estes valores de krgro versus Nca são então ajustados por curva para chegar a uma correlação dependente do índice de capilaridade. Mais preferencialmente, esta correlação está na forma da equação (10) com valores de "c" e "d" sendo determinados.

III. Simulação de Reservatório Utilizando Ação de Gás de Solução de Óleo Pesado

Formas funcionais de Sgc e krgro versus Nca, obtidas a partir de dados experimentais, são implementadas neste modo de realização exemplificativo, preferivelmente, usando-se um algoritmo implícito modificado em um simulador de reservatório. Como exemplo, e não limitando, as formas preferidas para Sgc e krgro são introduzidas como funções de Nca usando-se as Equações (9) e (10) apresentadas acima. Os parâmetros a, b, c e d são entradas do usuário para o simulador de reservatório. Nota-se na FIG. 2, que Sgc é uma função de a, e b, e do índice de capilaridade Nca. Similarmente, krgro é uma função de c, e d, e de Nca. No modo de realização preferido desta invenção, os seguintes são valores de opção: a = 10^4; b = 1,0; e=104ed=1. Idealmente, os valores calculados de Sgc e krgro são limitados a máximos e mínimos especificados pelo usuário, respectivamente. Por exemplo, Sgc máximo = 0.1 e valor mínimo de krgro = 10"4 podem ser usados.

Uma vez que Nc é direcional, Sgc e krgro. são calculados para cada face da célula e, assim, são também direcionais.

Para reduzir problemas de oscilação e convergência, um algoritmo implícito modificado do modo de realização preferido é implementado para calcular Sgc, e krgr0. Quando a fase gasosa não é móvel, isto é, saturação, Sg < Sgc, Sgc e krgr0 são calculadas, por exemplo, usando-se as equações (9) e (10), respectivamente. Quando a fase gasosa está fluindo, Sgc e krgr0 tornam-se invariantes - nem aumentam nem diminuem. Seus valores são calculados usando-se o índice de capilaridade Nc. no início do passo de tempo quando a fase gasosa torna-se móvel e fixa para todos os passos de tempo restantes.

A. Cálculo de índices de capilaridade da Célula N£,

Neste modo de realização exemplificativo preferido, uma expressão modificada para o índice de capilaridade Nc é incorporada, preferivelmente, no simulador de reservatório usando-se a seguinte expressão:

<formula>formula see original document page 22</formula>

onde aog é a tensão interfacial óleo-gás, K é a permeabilidade da rocha, Φ0 é o potencial da fase óleo, P0, é a mudança na pressão através de uma face de uma célula, Po = densidade do óleo, g = constante gravitacional e D = mudança profunda de um dado.

Esta definição modificada de Nc deixa de fora, na equação, a permeabilidade relativa do óleo. Uma vez que Nc é computado idealmente implicitamente, isto simplifica extremamente o cálculo de derivadas para a permeabilidade relativa do gás (krg) como função de variáveis primárias durante a geração Jacobiana. Também, o gradiente potencial no cálculo do Nc é direcional e é baseado no gradiente através da face dos dois blocos de grelha adjacentes. Para cada iteração de Newton, um índice de capilaridade Nc é calculado para cada face do bloco de grelha. Em um modelo 3-D, haverá seis Nc direcionais para cada bloco de grelha. Cada Nc corresponde a um dos seis valores nas faces da célula. O uso do Nc direcional resulta em uma Jacobiana que pode ser facilmente resolvida por solucionadores de equação linear convencional. Para poços, neste modo de realização preferido, é calculado um Nc que é a média de todas as faces do bloco de grelha. B. Ajustando Correlações de Permeabilidade Relativa Referenciais

Cada célula é atribuída a um tipo ou fácies de rocha particular. Cada um destes tipos ou fácies de rocha corresponde a uma curva de permeabilidade relativa do gás referencial krg versus saturação Sg particular tal como aquela mostrada na FIG. 1. Estas curvas referenciais são ajustadas para cada célula, respectivamente. Isto é conseguido para cada célula substituindo- se os valores originais de 9C: e com valores de Sgc e krgr0 dependentes do índice de capilaridade, calculados usando-se as Equações (9) e (10), e do índice de capilaridade particular Nc, calculado para cada célula, respectivamente. A curva referencial que conecta estes pontos de extremidade é ajustada preferivelmente por graduação. A graduação da permeabilidade relativa poderia ser feito usando-se diversos métodos. A equação (12) mostra um destes métodos: <formula>formula see original document page 24</formula>

A Equação (12) simplesmente estabelece que Icrg é uma função de Sg, Sgc e. Sorg- (Para saturação do gás maior do que Sorg a fase do óleo é imóvel - isto é, Kro = 0). A função F poderia ser (mas não limitada) uma lei de potência simples:

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

No tratamento convencional de permeabilidades relativas do gás, Sgc nas Equações 12 ou 13 é igual a sc. Entretanto, com esta formulação, Sgc nas Equações 12 e 13 é agora uma função do índice de capilaridade.

Adicionalmente, se a permeabilidade relativa do gás do ponto de extremidade krgr0 é diminuída por 10% em relação à r^ro original da curva referencial, então todos os valores de permeabilidade relativa do gás na correlação ou na curva serão diminuídos por 10%. Aqueles experientes na técnica apreciarão que muitas outras maneiras de ajustar a curva referencial para refletir mudanças nos valores atualizados de Sgc e/ou krgro dos pontos de extremidade podem ser usadas e estão, também, dentro do escopo desta invenção.

C. Selecionando Permeabilidades Relativo do Gás Icrg para Incorporação no Simulador de Reservatório

Valores de saturação Sg podem vir de condições iniciais quando a simulação do reservatório é primeiramente inicializada, a partir de passo de tempo prévio, ou mesmo de valores calculados durante iterações dentro de um passo tempo. A saturação Sg de cada célula do reservatório é então examinada e a permeabilidade relativa krg correspondente é selecionada da correlação referencial ajustada. Como descrito acima, se Sg > Sgc, então a correlação a partir da curva previamente calculada é usada para determinar krg D. Executando Simulação de Reservatório Usando Permeabilidades Relativas do Gás krg Equações diferenciais finitas são resolvidas para determinar incógnitas, tais como a pressão P ou a saturação Sg. Estas equações diferenciais finitas baseiam-se na última atualização das permeabilidades relativas kr, incluindo permeabilidades do gás krg dependentes do índice de capilaridade para as células do reservatório. Estas equações diferenciais finitas são conhecidas daqueles experientes na técnica de simulação de reservatório. Exemplos de métodos de soluções bem conhecidas para estas equações incluem: (1) Inteiramente Explícito; (2) Pressão Implícita, Saturação Explícita (IMPES); (3) Inteiramente Implícitos; (4) Implícito Seqüencial (SEGS.), Implícito Adaptável (AIM); e Cascata. No modo de realização preferido, um método inteiramente Implícito é usado para resolver estas equações.

Se as soluções para uma variável de estado, isto é, pressão ou saturação, estiverem dentro de uma faixa satisfatória de tolerância durante uma iteração, então, as propriedades finais do fluido serão estabelecidas para um passo de tempo. Volumes de produção de gás, água e óleo durante o passo de tempo podem ser determinados a partir destas propriedades de fluido, como é feito convencionalmente com simuladores de reservatório. O simulador de reservatório pode então funcionar por muito mais passos de tempo até que um período de tempo predeterminado seja satisfeito. A produção cumulativa durante estes passos de tempo provê uma avaliação da produção da formação subterrânea.

A presente invenção inclui, igualmente, um sistema para realizar a simulação de reservatório acima, usando permeabilidades relativas krg que são dependentes da taxa de depleção/velocidade do fluido e viscosidades do óleo cru. Além disso, a presente invenção inclui, igualmente, um dispositivo de programa de armazenamento que contém instruções para realizar esta simulação de reservatório usando permeabilidades relativas dependentes da velocidade do fluido. Embora na especificação antecedente esta invenção tenha sido descrita em relação a determinados modos de sua realização preferidos e muitos detalhes tenham sido mostrados para fins de ilustração, ficará aparente àqueles experientes na técnica que a invenção é suscetível a alteração e que 5 alguns outros detalhes aqui descritos podem variar consideravelmente sem nos afastarmos dos princípios básicos da invenção. Nomenclatura

a = coeficiente para calcular Sgc;

b = expoente para calcular Sgc;

Boi = fator de volume da formação de óleo a P;;

B0 = fator de volume da formação de óleo P0;

Bg = fator de volume da formação de gás Pg;

c = coeficiente para calcular krgr0;

Cf = compressibilidade da amostra de testemunho ou rocha (1/kPa);

Co = compressibilidade da amostra de óleo (1/kPa);

CTtestemunho seco = coeficiente CT de uma amostra saturada com gás;

CTtestemunho saturado = coeficiente CT de uma amostra saturada com querosene (na pressão inicial);

CTp = coeficiente CT medido durante depleção à pressão P;

CTliq = coeficiente CT para querosene;

CTgas = coeficiente CT para ar;

d = expoente para calcular krgro;

D = mudança profunda em um dado;

g = constante gravitacional;

ke = permeabilidade efetiva;

kr = permeabilidade relativa, adimensional;

krg = permeabilidade relativa do gás, adimensional;

krgro = permeabilidade relativa do gás do ponto de extremidade com óleo residual mínimo, adimensional;

kro = permeabilidade relativa do óleo, adimensional;

K = permeabilidade da rocha;

K = inclinação da curva solução-gás, kPa-1;

K = índice de capilaridade calculado para uma célula

Nc = indice de capilaridade calculado para uma celula particular de um modelo de reservatório;

Nca = índice de capilaridade;

∆P = mudança na pressão (kPa);

L = comprimento da câmara de teste (cm);

N = óleo no local (stb) nas condições iniciais;

Np = óleo cumulativo produzido (stb) na pressão P (cm3);

φo = potencial da fase de óleo;

Pi = pressão no tempo i, kPa;

∆Po = a mudança na pressão através de uma face;

Peff = densidade efetiva;

Pg = densidade do gás;

Po = densidade do óleo;

Rs = relação gás/óleo;

S = saturação, adimensional;

Sg = saturação do gás, adimensional;

Sgc = saturação crítica do gás, adimensional;

So = saturação do óleo, adimensional;

Sgc = saturação crítica do gás do ponto de extremidade, adimensional;

Sorg = saturação do óleo residual para gás para uma região particular da rocha, adimensional;

stb = cilindro de tanque de armazenagem; σ = tensão interfacial;

σog = tensão interfacial óleo-gás; e

Vo = velocidade do óleo.

Claims

1. Método para prever uma propriedade de pelo menos um fluido em um reservatório subterrâneo contendo óleo pesado arrastado com gás, caracterizado pelo fato de que compreende: a) utilizar uma correlação de referência de permeabilidade relativa de gás krg versus saturação de gás Sg em um simulador de reservatório; b) utilizar uma correlação dependente de índice de capilaridade entre pelo menos um dentre saturação de gás crítica Sgc e índices de capilaridade Nca e ponto extremo de permeabilidades relativas de gás krgro e índices de capilaridade Nca no simulador de reservatório; c) calcular índices de capilaridade Nc de uma pluralidade de células em um modelo de reservatório representativo do reservatório subterrâneo; d) ajustar a correlação de referência para comportar pelo menos um dentre Sgc e krgr0 selecionado da correlação dependente de índice de capilaridade da etapa (b), usando o índice de capilaridade Nc calculado na etapa (c) para produzir uma pluralidade de correspondentes correlações de referência ajustadas; e) selecionar permeabilidades relativas krg para a pluralidade de células a partir das correlações de referência ajustadas correspondentes da etapa (d); e f) executar uma simulação de reservatório utilizando as permeabilidades relativas selecionadas krg da etapa (e) para prever uma propriedade de pelo menos um fluido em um reservatório subterrâneo contendo óleo pesado arrastado com gás.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de utilizar uma correlação dependente de índice de capilaridade inclui utilizar uma correlação entre Sgc e Nca.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que uma etapa de utilizar uma correlação dependente de índice de capilaridade inclui a utilização de uma correlação entre krgro e Nca.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de utilizar uma correlação dependente de índice de capilaridade inclui utilizar uma correlação entre Sgc e Nca e utilizar uma correlação entre krgr0 e Nca.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato dé que a etapa de ajustar as correlações de referência comporta valores de Sgc selecionados da correlação entre Sgc e Nca e valores de krgr0 selecionados da correlação entre krgro e Nca.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de utilizar uma correlação dependente de índice de capilaridade inclui conduzir experimentos de depleção sobre amostras de testemunho do reservatório subterrâneo.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de utilizar uma correlação dependente de índice de capilaridade inclui prever a correlação sem conduzir experimentos de depleção sobre uma amostra de testemunho do reservatório subterrâneo.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de desenvolver uma correlação dependente de índice de capilaridade inclui conduzir experimentos de depleção sobre amostras de recheios de areia.

9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o índice de capilaridade Nca calculado para a pluralidade de células permanece fixo em uma iteração de passo de tempo.

10. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os índices de capilaridade calculados para a pluralidade de células são atualizados durante iterações de um passo de tempo conduzido na simulação de reservatório.

11. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a correlação dependente de índice de capilaridade é uma tabela de consulta.

12. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a correlação dependente de índice de capilaridade é uma função matemática.

13. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o simulador de reservatório usa um método totalmente implícito para resolver equações.

14. Método para simular o fluxo de óleo pesado em um reservatório subterrâneo, caracterizado pelo fato de que compreende: criar um modelo de reservatório representativo de um reservatório subterrâneo para o qual o fluxo de fluido deve ser simulado, o modelo de reservatório incluindo uma pluralidade de células; e determinar permeabilidades relativas dependentes de velocidade para as células do reservatório; e executar uma simulação de reservatório utilizando as permeabilidades dependentes de velocidade para simular o fluxo de óleo pesado no reservatório subterrâneo.

15. Dispositivo de armazenamento de programa contendo instruções para executar um método de simulação de reservatório, caracterizado pelo fato de que compreende: um meio tangível portando instruções de computador para um método de simulação de reservatório compreendendo as etapas de: a) utilizar uma correlação de referência de permeabilidade relativa de gás krg versus saturação de gás Sg em um simulador de reservatório; b) utilizar uma correlação dependente de índice de capilaridade entre pelo menos um dentre saturação de gás crítica Sgc e índices de capilaridade Nca e permeabilidades relativas de gás krgr0 e índices de capilaridade Nca no simulador de reservatório; c) calcular índices de capilaridade Nc de uma pluralidade de células em um modelo de reservatório representativo do reservatório subterrâneo; d) ajustar a correlação de referência para comportar pelo menos um dentre Sgc e krgr0 selecionado da correlação dependente de índice de capilaridade da etapa (b), usando o índice de capilaridade Nc calculado na etapa (c) para produzir uma pluralidade de correspondentes correlações de referência ajustadas; e) selecionar permeabilidades relativas krg para a pluralidade de células a partir das correlações de referência ajustadas correspondentes da etapa (d); e f) executar uma simulação de reservatório utilizando as permeabilidades relativas selecionadas krg da etapa (e) para prever uma propriedade de pelo menos um fluido em um reservatório subterrâneo contendo óleo pesado arrastado com gás.

16. Sistema para prever uma propriedade de pelo menos um fluido em um reservatório subterrâneo contendo óleo pesado arrastado com gás, caracterizado pelo fato de que compreende: a) um meio para entrar com uma correlação de referência de permeabilidade relativa de gás krg versus saturação de gás Sg em um simulador de reservatório; b) um meio para entrar com uma correlação dependente de índice de capilaridade entre pelo menos um dentre saturação de gás crítica (Sgc) e índice de capilaridade Nca e ponto terminal de permeabilidade relativa de gás (krgro) e índice de capilaridade (Nca) com base em uma pluralidade de taxas de depleção em um simulador de reservatório; c) um meio para calcular índices de capilaridade Nc para uma pluralidade de células em um modelo de reservatório representativo do reservatório subterrâneo; d) um meio para ajustar a correlação de referência para comportar pelo menos um de Sgc e Krgo selecionado da correlação dependente de índice de capilaridade da etapa (b), o pelo menos um dentre Sgc e Krgo correspondendo aos índices de capilaridade Nc calculados na etapa (c) para produzir uma pluralidade de correspondentes correlações de referência ajustadas; e) um meio para selecionar permeabilidades relativas krg para a pluralidade de células das correlações de referência ajustadas da etapa (d); e f) um meio para executar uma simulação de reservatório utilizando as permeabilidades relativas selecionadas krg da etapa (e) para prever uma propriedade de pelo menos um fluido em um reservatório subterrâneo contendo óleo pesado arrastado com gás.