A aplicação da tecnologia de produção combinada em múltiplas camadas de reservatórios petrolíferos está se tornando cada vez mais ampla. A divisão da produção e a avaliação por camadas são consideradas etapas importantes, cujos resultados influenciam a precisão do cálculo das reservas dinâmicas e a confiabilidade dos ajustes nas políticas de desenvolvimento. No entanto, o método convencional de divisão da produção baseado no coeficiente estratigráfico (Kh) ainda apresenta deficiências por não considerar suficientemente fatores dinâmicos como a conectividade do reservatório e a diferença de pressão. Para esclarecer a utilização de cada camada durante o desenvolvimento do reservatório, partindo da fórmula de Darcy e outras teorias de fluxo, foi proposto um novo método de divisão da produção. Esse método introduz o conceito de “taxa de contribuição da permeabilidade”, definida como a razão da permeabilidade de cada camada para a soma das permeabilidades das camadas alta, média e baixa, e estuda de forma integrada a relação entre a taxa de contribuição da permeabilidade, saturação de água e coeficiente de divisão, propondo um modelo de divisão de produção multi-camadas para diferentes camadas de permeabilidade. Após o estudo de 8 grupos com diferentes níveis de variação da permeabilidade, utilizando regressão polinomial, foi estabelecido um modelo matemático de divisão de produção de fluidos que considera parâmetros como saturação de água e taxa de contribuição da permeabilidade. A comparação entre cálculos por simulação numérica e resultados de testes experimentais verificou que esse modelo apresenta baixo erro e alta precisão, atendendo às necessidades de aplicação em campo.

produção multicamadas;divisão da produção;simulação numérica;fórmula de Darcy;teoria do fluxo