Aula 4 - Reservatórios

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FUNDAMENTOS DE ENGENHARIA 
DO PETRÓLEO
RESERVATÓRIOS
Prof. Paulo Couto - POLI/COPPE/UFRJ
2
Bibliografia:
 Adalberto Rosa. “Engenharia de 
Reservatórios de Petróleo”, Editora 
Interciência, 2007.
 John Lee e Robert Wattenberger. “Gas 
Reservoir Engineering”, SPE Textbook, Vol. 
5, 1996.
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Introdução
Objetivos da Engenharia de 
Reservatórios:
 Planejar o desenvolvimento de um campo 
de petróleo, prever seu desempenho 
durante toda a sua vida produtiva, analisar 
seu comportamento e propor correções 
para otimizar seu desempenho.
4
Introdução
 Ramo da Engenharia de Petróleo que estuda o 
escoamento de fluidos (hidrocarbonetos) no interior de 
rochas porosas (reservatórios). 
Missão (compartilhada com os Geólogos, 
Geofísicos, Engenheiros de Perfuração e os 
Engenheiros de Produção):
 Desenvolver e produzir campos de petróleo de modo a 
obter a máxima lucratividade das operações, ou seja, o 
máximo fator de recuperação. Chamemos a isso 
“recuperação ótima”.
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Introdução
Definições Fundamentais:
 Reservatório: É formado por uma, ou mais, formações 
rochosas que ocorrem em sub-superfície contendo 
hidrocarbonetos líquidos e/ou gasosos.
 Rocha Reservatório: Possui origem 
predominantemente sedimentar. Para constituir uma 
acumulação petrolífera necessita ser porosa, permeável e 
limitada por outras rochas impermeáveis.
 Nosso ambiente de trabalho: Sistema heterogêneo, 
complexo, não visível, cujo entendimento é limitado pela 
escassez de dados e informações.
6
Introdução
7
Definições:
 Petróleo: ocorrência natural, em 
subsuperfície, de mistura de compostos de 
hidrocarbonetos e não hidrocarbonetos, na 
fase gasosa, líquida ou sólida.
 Óleo: é a porção do petróleo existente na 
fase líquida nas condições originais do 
reservatório e que permanece líquida nas 
condições de pressão e temperatura de 
superfície. 
◦ Possui viscosidade da ordem de 10.000 
centipoise (cp), medida nas condições de 
temperatura original do reservatório e pressão 
de superfície
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Definições
 Gás natural: é a porção de petróleo que 
existe na fase gasosa ou em solução no 
óleo, nas condições originais de 
reservatório, e que permanece no estado 
gasoso nas condições atmosféricas de 
pressão e temperatura.
◦ Gás Associado: gás dissolvido no óleo de 
reservatórios produtores de óleo.
◦ Gás Não associado: gás existente de forma livre 
em reservatórios não produtores de óleo.
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Definições
 Condensado: é a fração de 
hidrocarbonetos líquida obtida através da 
passagem do gás pelo processo de 
separação normal de campo, e que 
permanece na fase líquida nas condições 
atmosféricas de pressão e temperatura.
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Definições
 Líquido de Gás Natural (LGN): são 
principalmente as frações mais pesadas do gás 
natural, obtidas através do processamento 
primário do gás em uma unidade de 
processamento de gás natural (UPGN) que 
permanecem na fase líquida em condições 
especiais de armazenamento, sob alta pressão 
e temperatura ambiente. 
◦ Gás Liquefeito de Petróleo (GLP): frações do 
LGN compostas basicamente por propano e 
butano.
◦ Gasolina Natural: frações do LGN compostas 
basicamente por pentano e hidrocarbonetos 
superiores.
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Definições
 Unidade de Processamento de Gás natural (UPGN)
Gás Natural
Processado
GLP
LGN
C
3
, C
4
, C
5
, C
6
, C
7
+
C
3
, C
4
C
5
, C
6
, C
7
+
C
1
, C
2
Gasolina
Natural
12
Definições
Condições padrão:
 Brasil:
◦ INMETRO: 4C e 1 atm
◦ ANP e Petrobras: 20C e 1 atm
 EUA:
◦ API: 60F e 14,7 psia (15,56 C e 1 atm)
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Definições
 Grau API:
API = (141,5 / d60,60) – 131,5
 Densidade 60,60:
d60,60 = ρóleo @ 60F /ρágua @ 60F
onde ρóleo e ρágua são as massas específicas do óleo e da água 
medidas na condição padrão de 60F e 14,7 psia.
14
Definições
Classificação
 Leve API igual ou superior a 31 graus
 Médio API entre 22 e 30,9 graus
 Pesado API entre 10,1 e 21,9 graus
 Extra pesado API igual ou inferior a 10 graus
Fonte: OLADE = “Organización Latinoamericana de Energía”
15
Definições
KUOP - Este fator é o grau de parafinicidade, com altos valores correspondendo a alto grau de 
saturação. Esta correlação indica a natureza do óleo.
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Fundamentos
 Distribuição de fluidos em um reservatório:
gás livre
gás em
solução
reservatório produtor de óleo
17
Fundamentos
 Distribuição de fluidos em um reservatório:
gás livre
gás em
solução
reservatório produtor de gás
18
PROJETO DE E&P
 Principais etapas:
◦ 1) Identificação do 
Prospecto 
◦ 2) Delimitação da 
Acumulação
◦ 3) Análise do Risco 
envolvido
◦ 4) Declaração de 
Comercialidade
◦ 5) Projeto de Produção
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PROJETO DE E&P
1) Identificação do Prospecto:
◦ Métodos Gravimétricos 
◦ Aero-Fotogramétricos
◦ Sísmicos
 Identificação de Áreas Favoráveis
 Perfuração do Poço
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PROJETO DE E&P
óleo
ÓLEO
21
PROJETO DE E&P
OBS Operations
Streamer 
Operations
3D Seismic Data
22
PROJETO DE E&P
óleo
ÓLEOóleo
Áreas Identificadadas 
23
PROJETO DE E&P
óleo
ÓLEO
óleo
IMPREVISIBILIDADE
24
PROJETO DE E&P
óleo
ÓLEO
óleo
IMPREVISIBILIDADE
25
PROJETO DE E&P
2) Delimitação da Acumulação:
◦ Poços de extensão 
20
40
60
Poço 
Pioneiro
Extensão 1
26
PROJETO DE E&P
3) Análise do risco envolvido:
◦ Determinação dos volumes recuperáveis e 
incertezas
20
40
60
Poço 
Pioneiro
Extensão 1
Extensão 2
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PROJETO DE E&P
3) Análise do risco envolvido:
◦ Determinação dos volumes recuperáveis e 
incertezas
Contato O/A
Contato G/O
Contato O/A Contato G/A
Reservatório Descoberto
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PROJETO DE E&P
4) Declaração de Comercialidade:
 Engenharia de Reservatórios:
◦ Modelo Geológico
◦ Modelo de Fluxo
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PROJETO DE E&P
4) Declaração de Comercialidade:
Atividades:
 Análise e previsão do desempenho do 
reservatório durante toda sua vida produtiva;
 Bases para o Plano de Explotação de um 
Campo de Petróleo;
 Acompanhamento do seu desempenho;
 Revitalização do campo em sua maturidade.
30
PROJETO DE E&P
4) Declaração de Comercialidade:
Principais Produtos:
 Estimativas de Volumes
 Projeto de Desenvolvimento
 Previsão de Produção
 Cálculo do Fator de Recuperação
 Correção de Desvios
 Implantação de Melhorias
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PROJETO DE E&P
4) Declaração de Comercialidade:
Insumos:
 Geofísica
 Testes em Poços
 Perfis 
 Testemunhos
 PVT 
 Produção
Análise:
 Métodos Analíticos 
 Correlações
 Simulação Numérica 
 Analogias
Resultado: 
Plano de Explotação 
ou Plano de 
Desenvolvimento do 
Campo
32
PROJETO DE E&P
4) Declaração de Comercialidade:
Explotar: Tirar proveito econômico dos recursos minerais de uma 
determinada área.
O Plano (Projeto) de Desenvolvimento deve ter as respostas para 
as seguintes perguntas:
 Quantas Plataformas Serão Necessárias?
 Como Aproveitar o Gás?
 O que Fazer com a Água Produzida?
 Quantos Poços Perfurar?
 Que Tipo de Poço Será Utilizado?
 Qual Será a Posição dos Poços?
 Que Método de Recuperação Utilizar?
 Quando Iniciá-lo?
 Quais os Indicadores Econômicos do Projeto?
33
PROJETO DE E&P
5) Projeto de Produção
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Propriedade das Rochas e Fluidos
 Porque é necessário conhecer as propriedades dos 
fluidos existentes no reservatório?
◦ Estudo do comportamento do reservatório
◦ Planejamento da produção
◦ Classificação do hidrocarboneto produzido
◦ Otimização da produção
 Ex.: Companhia petrolífera do Sudoeste Asiático:
◦ Analise de propriedades deficiente levou à construção de planta 
de produção de gás seco
◦ Realidade: Gás Úmido
◦ A planta ficou fechada por 6 meses para readaptação
◦ Prejuízo de mais de US$ 60 milhões.
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Propriedade das Rochas
 Petrofísica: Estudo das propriedades 
relativas à capacidade das rochas 
armazenar fluidos e ao escoamento 
desses fluidos através delas.
 Tópicos:
◦ Porosidade
◦ Saturações
◦ Permeabilidade Absoluta
◦ Permeabilidade Efetiva e Relativa
◦ Compressibilidade de Rochas
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Propriedade das Rochas
PetróleoÁgua
Argila
Perfilagem
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Propriedade das Rochas
Folhelho
Arenito
Carbonato
Gas
Petróleo
Agua (Sal)
Agua Doce
Agua (Sal)
Gas
Petróleo
Agua (Sal)
Agua Doce
Folhelho
Arenito
Carbonato
Gas
Petróleo
Agua (Sal)
Agua Doce
Agua (Sal)
Gas
Petróleo
Agua (Sal)
Agua Doce
Perfil
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Propriedade das Rochas
 Porosidade () :
◦ Define a capacidade de armazenamento de fluido 
no interior da rocha. Ela é expressa em percentual 
(%) e geralmente o seu valor está em torno de 
10% a 30%. A porosidade é calculada da seguinte 
forma:
 = Volume de Vazio = Vv 
Volume total Vt
39
Propriedade das Rochas
 = Vol. Total – Vol.de Sólido = Vt – Vs 
Volume Total Vt
 
Grãos 
Matriz e 
Cimento 
Porosidade Efetiva 
( Interconectada 
) 
25 % 
Porosidade Isolada 
5 % 
Porosidad
e Absoluta 
30 % 
Porosidade Efetiva
( Interconectada )
25 %
CIMENTO
Porosidade Isolada
5 %
Porosidade 
Absoluta
30 %
 
Grãos 
Matriz e 
Cimento 
Porosidade Efetiva 
( Interconectada 
) 
25 % 
Porosidade Isolada 
5 % 
Porosidad
e Absoluta 
30 % 
Porosidade Efetiva
( Interconectada )
25 %
CIMENTO
Porosidade Isolada
5 %
Porosidade 
Absoluta
30 %
(Clark, 1960)
40
Propriedade das Rochas
Arranjo Cúbico
Porosidade = 0.476
Arranjo Hexagonal
Porosidade = 0.395
Arranjo Romboédrico
Porosidade = 0.259
41
Propriedade das Rochas
Porosidade:
 Porosidade primária - advinda do processo 
deposicional;
 Porosidade secundária - advinda de processos 
pós-deposicionais (cimentação, compactação…);
 Porosidade total - considera poros 
interconectados ou isolados;
 Porosidade efetiva - Considera apenas poros 
interconectados;
◦ Porosidades mais comuns em arenitos (produtores de 
óleo a nível comercial): 10 a 40%;
◦ Em carbonatos 3 a 20%.
42
Propriedade das Rochas
Saturação de fluidos (S):
 É o percentual (%) do volume poroso 
(Vp) ocupado por cada fluido no interior 
da rocha-reservatório. 
◦ Saturação de Óleo: So = Vo / Vp
◦ Saturação de Gás: Sg = Vg / Vp
◦ Saturação de Água: Sw = Vw / Vp
So + Sg + Sw = 1
43
Propriedade das Rochas
 Obs.: I) Vo: Volume de Óleo
Vg: Volume de gás
Vw: Volume de Água (water)
Vp: Volume poroso
II) Ao ser descoberto, um 
Reservatório de Petróleo 
apresenta uma certa 
Saturação de água, que 
recebe o nome de água 
conata.
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Propriedade das Rochas
Permeabilidade absoluta (k):
 É a medida da capacidade de uma rocha 
permitir o fluxo de fluidos no seu interior. 
Os fluidos se movimentam através de “canais 
porosos”. Quanto mais estreitos e tortuosos 
forem estes canais maior será o grau de 
dificuldade para os fluidos se moverem.
 Chamamos de Permeabilidade absoluta 
quando existe apenas um fluido saturando a 
rocha.
45
Propriedade das Rochas
 Permeabilidade 
absoluta (k):
◦ Experimento de Darcy
◦ Vazão Q é 
proporcional à queda 
de pressão devido a 
uma coluna de água
◦ Constante de 
proporcionalidade: k
◦ Unidade : Darcy (D) ou 
milidarcy (mD)
 
Q = k A (h1-h2)
L
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Propriedade das Rochas
Permeabilidade absoluta (k): 
 Lei de Darcy (Fluxo linear): 
◦ Fluxo horizontal
◦ Fluido Incompressível
◦ Regime Permanente
 
 
Q = k A ∂P 
µ ∂x 
47
Propriedade das Rochas
Ex.: Vazão → Q = 1 cm3/s
Viscosidade → µ = 1 cp
Comprimento → L = 1 cm
Área da seção → A = 1 cm2
Queda de Pressão → (P1 – P2) = 1 
atm 
Resposta → Permeabilidade (k) = 1 
Darcy
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Propriedade das Rochas
Permeabilidade absoluta (k): 
 Lei de Darcy (Fluxo radial): 
◦ Fluxo horizontal
◦ Fluido Incompressível
◦ Regime Permanente
Q = 2 k h.(Pe - Pw)
µ ln (re/rw)
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Propriedade das Rochas
 Permeabilidade efetiva (Ko, Kg, Kw):
◦ Chamamos de Permeabilidade efetiva quando 
existe mais de um fluido saturando a rocha-
reservatório.
◦ A cada valor de saturação de um fluido 
corresponde a um valor de permeabilidade 
efetiva daquele fluido.
50
Propriedade das Rochas
 Permeabilidade relativa (Kro, Krg, Krw):
◦ É a normalização dos dados de permeabilidade, ou 
seja, é dividir todos os dados de permeabilidade 
efetiva por um mesmo valor de permeabilidade 
escolhido como base. Geralmente utilizamos a 
Permeabilidade Absoluta.
Kro = Ko / K
Krg = Kg / K
Krw = Kw / K
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Propriedade das Rochas
 Permeabilidade 
relativa (Kro, Krg, Krw):
 Assim como a 
Permeabilidade 
Efetiva, a 
Permeabilidade 
Relativa depende da 
saturação:
52
Propriedade das Rochas
 Compressibilidade da formação:
53
Propriedade das Rochas
É o quociente entre a variação fracional de volume e a
variação de pressão. Quando retiramos uma certa quantidade
de fluidos do interior de uma rocha, a pressão cai e os poros
têm os seus volumes reduzidos.
•Compressibilidade da formação
Cf = 1 Vp
Vp P
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Propriedade das Rochas
Compressibilidade da formação:
onde:
Cf → Compressibilidade efetiva da formação
Vp → Volume poroso inicial 
Vp → Variação fracional do volume
P → Variação de Pressão
Cf = 1 Vp
Vp P
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Propriedade dos Fluidos
 Produção de Óleo: Óleo é a parte dos hidrocarbonetos
que permanece no estado líquido quando a mistura é
levada para a superfície. A vazão de óleo de um
determinado poço geralmente é medida em “m3/d” ou
Barril de Óleo por dia (bbl/d).
 Produção de Gás: O gás produzido é o resultado da
composição de duas partes. Uma parte é proveniente
dos hidrocarbonetos que, em condições de reservatório
já se encontram no estado gasoso e a outra é o gás que
sai de solução do óleo nas condições de Reservatório e
se vaporizam quando a mistura é levada para as
condições de superfície.
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Propriedade dos Fluidos
 Produção de Água: É bastante comum a produção de
água e a quantidade de água produzida vai depender
das condições em que ela se apresenta no meio poroso.
Ela pode ter origem em acumulações de água
(aquíferos) ou pode vir da própria água injetada.
 RGO (Razão gás-óleo): É relação entre a vazão de gás
e a vazão de óleo, ambas medidas nas condições de
superfície.
RGO = _Qg_
Qo
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Propriedade dos Fluidos
 RAO (Razão água-óleo): É relação entre a vazão de 
água e a vazão de óleo.
RAO = _Qw_
Qo
• BSW (Basic Sediments and Water): É o quociente 
entre a vazão de água e a vazão total de líquidos 
(água + óleo). É expressa em percentual (%).
BSW = ___Qw__
Qw + Qo
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Propriedade dos Fluidos
 Fator Volume Formação do Óleo (Bo): É a razão entre 
o volume que a fase líquida ocupa em condições de 
pressão e temperatura quaisquer e o volume que ela 
ocupa nas condições de superfície.
Bo = Volume Reservatório
Volume Superfície 
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Propriedade dos Fluidos
 Fator Volume Formação do Gás (Bg): É a razão 
entre o volume que o gás ocupa numa condição de 
pressão e temperatura qualquer (como por 
exemplo no Reservatório) e o volume que ele 
ocupa nas condições padrão (1 atm e 20°C).
Bg = Volume Reservatório
Volume Superfície 
60
(Fonte: Thomas et al., 2001)
Propriedade dos Fluidos
Volumes de Hidrocarbonetos
61
Propriedade dos Fluidos
Volumes de Hidrocarbonetos
(Fonte: Thomas et al., 2001)
62
Fator Volume de Formação (Bo)
Propriedade dos Fluidos
(Fonte: Thomas et al., 2001)
63
Propriedade dos Fluidos
 Razão de Solubilidade do Gás no Óleo (Rs): 
Uma mistura líquida em condições de 
Reservatório corresponde a um volume de óleo 
mais gás dissolvido. A quantidade de gás 
presente no líquido é a “Razão de Solubilidade”. 
Por definição, é a relação entre o volume de gás 
dissolvido (expresso em condições de superfície) 
e o volume de óleo que será obtido da mistura.
Rs = Volume Gás Superfície
Volume Óleo Superfície 
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Razão de Solubilidade
Propriedade dos Fluidos
(Fonte: Thomas et al., 2001)
65(Fonte: Chierici, 1995)
Propriedade dos Fluidos
Viscosidade do Óleo:
Viscosidade (µ): É a 
medida da resistência ao 
escoamento exercida por 
um fluido.
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Comportamento de Fases
 Aprodução de um reservatório implica 
na retirada de massa (óleo, gás e/ou água) 
de seu interior
 Isto implica na redução da pressão média 
do reservatório
 A redução da pressão média causa a 
variação das propriedades dos fluidos
 Pode ocorrer mudança de fase (óleo →
gás, ou gás → óleo)
67
Comportamento de Fases
68
Comportamento de Fases
 Análises PVT (Pressão-Volume-
Temperatura):
◦ Misturas ou substâncias puras;
◦ Câmara com volume, V, variável;
◦ Temperatura controlada, T;
◦ Medição de pressão P, para um dado volume V, a 
uma temperatura controlada T.
◦ Demais propriedades calculadas com base nos 
dados de PVT
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Métodos de Recuperação
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Cálculo de Reservas
Volume de Óleo Original – “in place”
É a quantidade do petróleo que é estimada para existir 
originalmente em acumulações naturais.
É a quantidade do petróleo que é estimada, em uma certa 
data, contida em acumulações conhecidas, mais aquelas 
quantidades já produzidas desta acumulação conhecida, 
mais aquelas quantidades estimadas das acumulações 
ainda a serem descobertas.
Pode ser subdividido em descoberto e em não descoberto, 
sendo o descoberto limitado a acumulações conhecidas.
71
Cálculo de Reservas
Volume “in place”: classificação quanto à comprovação de 
existência
Volume In-situ Descoberto – volume de petróleo ou gás natural, 
apurado em uma determinada data, contido em reservatórios cuja 
existência seja comprovada pela perfuração de poços e avaliados 
através de testes de formação ou em reservatórios que possam ser 
avaliados por correlações de perfis ou análise de testemunhos em 
reservatórios vizinhos e/ou geologicamente análogos.
Volume In-situ Não Descoberto – volume de petróleo e gás natural, 
apurado em uma determinada data, que se estima existir em 
acumulações não descobertas de bacias ainda não produtoras ou em 
áreas inexploradas de bacias produtoras, inferido com base em 
critérios geológicos e estatísticos na época da avaliação.
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Cálculo de Reservas
PRODUÇÃO ACUMULADA E FATOR DE 
RECUPERAÇÃO
Produção Acumulada – volume de fluido produzido dos 
reservatórios até uma determinada data.
Fator de Recuperação Atual – razão entre a produção 
acumulada de petróleo ou gás natural de um determinado 
reservatório e o seu volume In-situ original.
Fator de Recuperação Final – razão entre os recursos 
produzidos de petróleo ou gás natural de um determinado 
reservatório e o seu volume In-situ original.
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Referências Bibliográficas
 Thomas, José E. et al. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Editor. Rio 
de Janeiro: Interciência, 2001.
 Rosa, Adalberto J. Engenharia de Reservatórios de Petróleo. Rio de Janeiro: 
Interciência, 2006.
 Chierici, Gian L. Principles of Petroleum Reservoir Engineering. New York: 
Springer-Verlag, 1995.
 Clark, Norman J. Elements of Petroleum Reservoirs. Dallas, TX: SPE, 1960.
 Cosentino, Luca. Integrated Reservoir Studies. Paris: Tecnip, 2001.
 Lake, Larry W. Enhanced Oil Recovery. Englewood Cliffs, NJ: Prentice-Hall, 
1989.
 Satter, Abdus & Thakur, Ganesh. Integrated Petroleum Reservoir 
Management: A Team Approach. Tulsa, OK: PennWell, 1994.