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.

Ver resultados validados
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)
2×
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-tuningApós 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
Contato
Symlink Digital LTDA
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