É possível gerar bons mapas de óleo remanescente e de água injetada a partir da modelagem geológica 3D.
Esses mapas podem mostrar bolsões de óleo que se acumulam entre poços produtores fechados.
O diferencial de pressão, causado pelos poços produtores e injetores, e as zonas de maior permeabilidade, controlam a drenagem da maior parte do reservatório, criando zonas de fluxo.
Desta forma, bolsões de óleo tendem a se formar nas zonas de menor permeabilidade e/ou entre poços que foram “prematuramente” fechados.
Reabrir esses poços é uma maneira barata de produzir um volume de óleo adicional ao que está calculado na reserva. Localiza-los, entre as centenas de poços de um campo maduro, torna-se um desafio valioso.
Os mapas de óleo remanescente e da água injetada aumentam as chances de acerto na escolha de reabertura desses poços e também servem para orientar novas locações infill.
Geólogos de Reservatório e, principalmente, Engenheiros de Reservatório, sabem que esses resultados podem ser alcançados através de uma Simulação de Fluxos.
Porém, não ao custo do procedimento aqui proposto.
Os mapas de óleo remanescente e da água injetada podem ser gerados diretamente da modelagem geológica 3D, reproduzindo todas as heterogeneidades geológicas e petrofísicas modeladas.
Todo o tempo gasto na Simulação de Fluxos é economizado, assim como o custo do Software de Simulação é evitado.
Obviamente trata-se de um procedimento muito menos elaborado do que uma Simulação de Fluxos, mas talvez não menos preciso, pois, ao incorporar menos variáveis, torna-se menos sensível às imprecisões dessas mesmas variáveis.
O fato é que o procedimento aqui abordado foi testado na reabertura de 11 poços, localizados em dois diferentes campos maduros.
Ambos os campos apresentam cerca de 60 anos de produção, aproximadamente 500 poços perfurados, cada, e encontram-se com cerca de 90% do Fator de Recuperação. Em ambos também foram implementadas intensa injeção de água e alguma de gás (figuras 1, 2 e 3).
Dos 11 poços reabertos, nove voltaram a produzir óleo e, em um período de 42 meses, acumularam uma produção de 109.236 bbl (figura 4).
Os quatro poços reabertos no Campo 1 projetam um VPL positivo de US$4.938.000 para quatro anos de produção, enquanto que os cinco poços reabertos no Campo 2 projetam um VPL positivo de US$2.439.000 para cinco anos de produção (tabela 1).
Além disso, os mapas gerados para o campo 2 foram utilizados também para uma locação infill, que apresenta, em 31/10/2016, uma produção acumulada de 43.715 bbl em 13 meses, com vazão atual de 100 bbl/d.
Este procedimento de modelagem geológica é fornecido pela Geologia Geral Consultores Ltd, que é uma nova empresa criada por geólogos e geofísicos sêniores que trabalharam para a Petrobras há décadas.

Figura 1  –  Mapas do Campo 1

Mapa do VOIP do Campo 1

Mapa da Produção Acumulada (Np) do Campo 1

Mapa do Óleo Remanescente do Campo 1

Mapa da Produção Acumulada (Np) do Campo 1

Figura 2  –  Mapas do Campo 2

Figura 3  –  Mapas da Produção Bruta e da Água Injetada do Campo 2

Figura 4 – Produção acumulada de óleo (Np) a partir da reabertura de nove poços em dois campos maduros.

Tabela 1  –  Resultados físicos e econômicos da reabertura de nove poços, nos campos 1 e 2, com base nos mapas de óleo remanescente e de água injetada.