RECUPERAÇÃO EM RESERVATÓRIO DE GÁS COM BAIXA PERMEABILIDADE (TIGHT GAS) ATRAVÉS DO FRATURAMENTO HIDRÁULICO
TIGHT GAS, baixa permeabilidade, fraturamento hidráulico, modelagem de reservatórios e simulação
Com a crescente demanda energética e com o declínio das reservas convencionais de petróleo e gás natural, as chamadas reservas de “fácil exploração e produção”, além da dificuldade de se encontrar novos grandes campos produtores, se faz necessária à exploração de reservas não convencionais. Esse tipo de exploração exige o desenvolvimento de tecnologias mais avançadas para a sua explotação. Como exemplo, temos os reservatórios do tipo Tight Gas. Esse tipo de reservatório refere-se aos campos de arenito com baixa porosidade, na faixa de 8%, e permeabilidade na faixa entre 0,1 e 0,0001 mD, que acumulam gás natural com algum valor comercial. O gás natural só pode ser extraído a partir da aplicação da técnica de faturamento hidráulico, que tem por finalidade estimular o poço, criando um canal de alta condutividade entre o poço e o reservatório alterando e facilitando o fluxo de fluidos, aumentando assim a produtividade do reservatório. Assim, o objetivo desse trabalho é analisar o fator de recuperação do reservatório com a aplicação do fraturamento hidráulico. Os estudos foram realizados através de simulações concretizadas no módulo IMEX do programa da CMG (Computer Modelling Group), versão 2012.10. Nas simulações, parâmetros como comprimento da fratura, número das fraturas e permeabilidade da matriz foram testados. A melhor análise foi considerando 250 m de comprimento, 9 fraturas e 0,002 mD, onde foi obtido um fator de recuperação de aproximadamente 70%.