Radar de Soluções Petrobras · Ciclo 2 · 2T 2026 — inscrição enviada

History matching acelerado por IA, validado em dados reais do Norne Field.

Substituímos o simulador dentro do loop de assimilação ES-MDA por um operador neural de Fourier (FNO) que aprende a física do escoamento — não os dados históricos. O resultado: iterações em segundos, com precisão testada fora do laboratório sintético.

TRL 4 / CRL 4
Validado em laboratório com dados públicos — pré-comercial
8–11%
MAPE de produção de óleo nos poços C‑1H e C‑2H (Norne)
Execuções independentes reproduziram o mesmo resultado
O problema

History matching consome semanas de engenharia

Cada campo recalibrado é um novo gargalo entre o dado de produção e a decisão de desenvolvimento.

Ciclos de calibração lentos

Cada iteração exige simulação completa — semanas por campo, com decisões de alto valor tomadas com modelos parcialmente calibrados.

Custo elevado de licenciamento

Ferramentas como Petrel/Eclipse e CMOST AI têm custo alto, limitando o número de cenários testados por ciclo.

Pergunta central

E se o simulador dentro do loop de ES-MDA fosse substituído por um operador neural de Fourier (FNO), mantendo a física?

Como funciona

FNO substituindo o simulador no loop de ES-MDA

01

Upload do modelo

Malha, propriedades de rocha e histórico de produção.

02

Upscaling

Preparação dos dados de entrada para o FNO.

03

Loop ES-MDA

FNO atua como substituto do simulador, preservando a física do escoamento.

04

Resultados

Curvas P10/P50/P90 e relatório de ajuste por poço.

O FNO aprende o operador diferencial das equações de fluxo — não interpola dados históricos. A física é preservada dentro do loop de assimilação, permitindo iterações em segundos em vez de horas.

Resultado 1 · Benchmark sintético

Speedup medido: ~212× em 3D, ~2.066× em 2D

Comparação direta com OPM Flow em casos sintéticos controlados — valida a arquitetura FNO antes de expor a dados reais.

Speedup vs. OPM Flow, por dimensão do caso
2D · sintético
~2.066×
3D · sintético
~212×
Ver como tabela
DimensãoSpeedup medido
2D (sintético)~2.066×
3D (sintético)~212×
Importante

Speedup medido em benchmark sintético — não representa o caso real do Norne Field. O experimento do Norne, a seguir, não mediu velocidade; mediu precisão.

Resultado 2 · Dados reais

Validação no campo de Norne (Equinor/NTNU — dataset público)

Dados históricos reais do Norne Field, Mar do Norte. Foco em precisão, não em velocidade.

MAPE por poço — produção de óleo
C‑1H
~8%
C‑2H
~11%
C‑3H
~34%
C‑3H: variabilidade operacional não capturada — ver Transparência ↓
Ver como tabela
PoçoMAPE (óleo)
C‑1H~8%
C‑2H~11%
C‑3H*~34%
Transparência

Onde o modelo erra, e por quê

Poço C‑3H — MAPE elevado (~34%)

Variabilidade operacional (workovers, mudanças de choke) não capturada por um modelo de permeabilidade estática. Diagnóstico de causa-raiz, não falha genérica.

Correção de skin — abordagem atual

Implementação determinística hoje. Evolução planejada: formulação bayesiana para quantificar incerteza no próximo ciclo.

“Times de PD&I confiam mais em quem mostra onde o modelo erra do que em quem apresenta apenas números perfeitos.” — Symlink Digital, nota de engenharia do ProxyMatch
Reprodutibilidade

Dois experimentos, resultado idêntico

Os resultados do caso real (Norne) foram reproduzidos de forma independente em duas execuções separadas.

Maio / 2026

Primeira execução completa

Pipeline de upscaling, treino do FNO e loop ES-MDA rodado de ponta a ponta.

Julho / 2026

Replicação independente

Sem re-treino, sem ajuste de hiperparâmetros entre execuções. Resultado: idêntico.

Poucas startups em estágio pré-comercial apresentam esse nível de rastreabilidade experimental — é uma prova de rigor de engenharia, não apenas de performance.

Evidência de adaptabilidade

Fine-tuning: especialização rápida para nova geologia

Mudança de geologia (base genérica → SPE10) com volume relativamente baixo de dados adicionais.

NRMSE de validação, antes e após fine-tuning (SPE10)
Antes
0,66
Após
0,24
Antes do fine-tuning Após fine-tuning

Este é o argumento central para por que o ProxyMatch funcionaria em um campo real da Petrobras: o modelo se especializa rapidamente sem precisar ser treinado do zero.

Fonte auditável

Experimento SPE10 com log de treino documentado — 400 amostras de treino / 100 de validação.

Aderência ao portfólio Petrobras

Onde o ProxyMatch se encaixa hoje

Escopo atual — onde há aderência

  • Reservatórios clásticos / arenito
  • Tipologia predominante em campos maduros onshore e offshore rasos

Fora do escopo atual — roadmap futuro

  • Carbonatos
  • Pré-sal fraturado

TRL / CRL — estágio atual

TRL 4
Validado em laboratório com dados públicos
CRL 4
Risco tecnológico reduzido; sem clientes comerciais ainda

Coerente com o estágio de uma startup tecnicamente madura, pré-comercial. Transparência intencional para evitar expectativa errada na entrada.

Próximo passo

O que buscamos: uma conversa técnica de 30 minutos

Não uma proposta comercial. Um convite para avaliar compatibilidade com um ativo real — sem compromisso nesta fase.

  • 01Tipo de campo e litologia predominante
  • 02Formato e resolução do modelo estático disponível
  • 03Período de histórico de produção acessível
  • 04Formato preferencial para um piloto técnico
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