Academic literature on the topic 'Roches réservoirs (géologie pétrolière)'

Un réservoir pétrolier est un système physique complexe dont on souhaite estimer au mieux les hétérogénéités, à partir d'un ensemble de données hétérogènes. Cela peut être réalisé soit de façon déterministe (génération d'un seul et unique modèle du sous-sol, intégrant au mieux l'ensemble des données), soit en utilisant des méthodes de simulations géostatistiques : le but de ces méthodes n'est pas d'obtenir un modèle unique du sous-sol, mais un ensemble de modèles du sous-sol équiprobables et représentatifs des hétérogénéités supposées dans le réservoir. Ce travail de thèse a pour but de proposer une nouvelle méthodologie de génération de modèles équiprobables, en intégrant un large éventail de données. Dans une première partie, les méthodes de simulations stochastiques de faciès couramment utilisées sont décrites. Ensuite, après avoir défini la notion de membership function et effectué quelques rappels sur l'interpolateur DSI, l'intégration de différents types de données (données de puits, cartes et courbes de proportions, données sismiques, anisotropie) dans la méthode proposée est détaillée. Cela permet de mettre en evidence la diversité des données pouvant être prises en compte dans cette méthode. La partie suivante est dédiée à la problématique de l'interpolation de probabilités de faciès ayant pour but la génération d'un cube de proportions. Différentes méthodes d'initialisation et d'interpolation des propriétés y sont abordées successivement et les résultats sont comparés. Dans la dernière partie, trois méthodes permettant de générer des simulations stochastiques de faciès à partir du cube de proportions sont proposées et les résultats obtenus avec ces différentes méthodes présentés
An oil reservoir is a complex physical system whose challenge is to estimate as best as possible the heterogeneities from a set of heterogeneous available data. This estimation can be carried out using a deterministic approach (accounting for aIl available data integrated into a unique model) or geostatistical simulation methods : these methods do not aim at providing a single model of the underground, but rather to generate a large set of alternative, equiprobable models representing the heterogeneities expected into the reservoir. The main goal of this work is to propose a new method for generating alternative and equiprobable models, accounting for a large set of data. The first part is a review of commonly used geostatistical methods. Ln a second part, the theory of membership functions is introduced, and the integration of several data types (welllogs, proportion map and curve, seismic data, anisotropy) into the DSI interpolator is detailed, and demonstrate the ability of the DSI Interpolator to integrate a large set of constraints. The next part discusses the specific problem of the interpolation of facies occurrence probabilities, and presents different ways to compute a proportion cube (computing an initial solution, using a multigrid algorithm or using the DSI algorithm). The last part presents three alternative methods to generate stochastic models from a proportion cube, and the results obtained are discussed

Dans le domaine pétrolier, les principales données utilisées pour la caractérisation et l'évaluation des formations réservoirs présentent des échelles de résolution différentes: micrométrique à centimétrique pour l'information issue des carottes, décimétrique pour les diagraphies conventionnelles et décamétrique pour les acquisitions sismiques. Les images électriques de puits jouent un rôle important dans la caractérisation des réservoirs, car elles présentent une résolution centimétrique et fournissent des données 2D-3D en continu le long du puits. La principale utilisation de ces images aujourd'hui est l'interprétation structurale et sédimentologique. Cette thèse propose deux méthodes originales de caractérisation et d'évaluation pétrophysique des formations réservoirs pétroliers, qui intègrent les images électriques de puits, les données carotte et les données diagraphiques. La première méthode, développée pour des formations turbiditiques argilo-gréseuses est basée sur les images OBMI. Cette méthode permet d'obtenir des images en argilosité, saturation et perméabilité. Leur intérêt est principalement de pouvoir choisir les épaisseurs des bancs à prendre en compte dans la construction des modèles géologiques et l'obtention d'une perméabilité verticale à l'échelle décimétrique et plurimétrique. La deuxième méthode, développée pour des formations carbonatées vacuolaires, utilise les images FMI. Cette méthode permet de modéliser les faciès réservoirs et la perméabilité. La résolution obtenue par cette méthode est supérieure à celle obtenue à partir de l'utilisation de diagraphies conventionnelles.

L'objectif de ce mémoire est de mieux comprendre les modalités de silicification en contexte diagénétique. Celles-ci jouent en effet un rôle important dans la réduction de la porosité des grès et diminuent ainsi leur qualité de réservoir pétrolier. Des formations gréseuses datées du Jurassique ont été étudiées dans 4 champs de Mer du Nord. Les inclusions fluides sont classiquement utilisées comme indicateurs de température de silicification. Toutefois, l'étude systématique des inclusions aqueuses et hydrocarbonées, par microthermométrie, microspectrofluorimétrie et spectroscopie Raman, a montré d'une part que les inclusions n'ont pas subies de rééquilibrage thermique et d'autre part qu'il existe de grandes variations de température de piégeage et des compositions, y compris pour des inclusions localisées au sein d'un même assemblage d'inclusions fluides. De plus, les résultats microthermométriques et micro spectrofluorimétriques indiquent que les inclusions localisées à la limite entre le grain détritique et la surcroissance ne sont pas représentatives du début de formation de la surcroissance. Les teneurs en aluminium, mesurées à la microsonde électronique, sont variables entre chaque zone de surcroissance de quartz définie en cathodoluminescence. Les fortes concentrations, atteignant 1375 ppm, permettent d'identifier la dissolution des feldspaths comme une source importante de silice. Les autres sources de silice, mineures, sont la pression-dissolution et la dissolution des tests d'organismes siliceux. Les compositions isotopiques en oxygène, mesurées à la sonde ionique, indiquent une influence d'eau météorique en début de précipitation des surcroissances de quartz d'Alwyn nord. L'eau météorique pénétrant dans le système à la faveur de l'émersion au Crétacé, engendre la dissolution des feldspaths. A partir de 2 km d'enfouissement, les silicifications sont influencées par des fluides évolués, provenant des shales sous-jacents et enrichis en 18_O
The petroleum reservoir qualities of sandstones are partially reduced by the presence of diagenetic quartz which occlude the cement porosity. Two sandstones reservoirs, the Brent and Franklin formations from North Sea, have been studied to understand the process and origin of silicification. Fluid inclusions are often used to constrain quartz precipitation temperature. However their possible stretching with burial is still a problem. Fluid inclusion (FI) petrographic and microthermometric study shows that large Th range cannot been explained by temperature reset. Microspectrofluorimetry of hydrocarbon inclusions and Raman spectroscopy of aqueous inclusions indicate compositional variations even for FI located along a single detrital gram-overgrowth boundary. Microthermometric and MSF data point out that FI located along the boundary are not representative of the beginning of the silicification. The diagenetic sequence and aluminium content in the quartz overgrowths allow to establish the origin of silica for each overgrowth zone defined in cathodoluminescence. High aluminium contents (up to 1375 ppm) are linked to feldspar dissolution which can be induced by acid meteoric water or organic acids. Pressure-solution and sponge test dissolution are minor source of silica compared to the feldspar dissolution. Oxygen isotopes were measured in each overgrowth zone and interpreted with FI temperatures to constrain the burial evolution of fluid. In Alwyn north, negative delta_18_O of fluid in equilibrium with the first overgrowth zone (-7%) points out the influence of meteoric water, probably introduced in the system during the lower Cretaceous emersion. From 2 km of burial, silicifications are influenced by evolved fluids (until +10%) coming from clay transformations in the underlying shales

La caractérisation de réservoir ainsi que la quantification des incertitudes sont des enjeux majeurs en ingénierie de réservoir. L’une des difficultés vient de l’impossibilité pratique de disposer d’une description exhaustive des roches souterraines, ce qui impose une analyse probabiliste du réservoir. Dans un premier temps, il est donc indispensable de déterminer un cadre théorique et un cadre pratique permettant d’estimer au mieux les paramètres du modèle tout en fournissant des outils de calcul efficaces. Dans un second temps, l’intégration de données observées dynamiquement ou calage d’historique se fait au moyen d’une fonction objectif qui mesure l’écart entre les données de production simulées par le modèle numérique de réservoir et les données réelles mesurées sur le terrain. Sa minimisation aboutit à l’estimation des paramètres du modèle sans pour autant être en accord avec la géologie présente. Pour éviter toute inconsistance, on intègre avant l’étude, toute l’information a priori disponible, dans la fonction objectif. Le cadre bayésien retenu permet de définir cette nouvelle fonction objectif de façon naturelle. Dans un troisième temps, l’introduction de la notion d’entropie en probabilité et de la divergence de Kullback-Leibler permettent de donner un sens précis à la notion d’information contenue dans les mesures. Ainsi, l’étude des variations par rapport au nombre d’observations permet de quantifier le gain d’information sur la caractérisation du réservoir. Des tests ont été effectués dans le cadre du krigeage, de l’interprétation des essais de puits et de l’écoulement diphasique montrant la pertinence de l’approche
Due to the increasing costs of investments involved in oil industry, reservoir characterization and uncertainty quantification are now major issues in oil and gas reservoir engineering. As it is impossible to get an exhaustive knowledge of the reservoir, a probabilistic description is now adopted. This description relies on a smaller number of parameters that need to be estimated using the data. In a second step, the model is history matched in order to be consistent with the observed dynamic data (e. G. Pressure at the well, fluid flow rates). This is done by minimizing an objective function that quantifies the discrepancy between the simulated and real data. Geological data is integrated when building the prior model. The bayesian framework allows to perform these tasks in a natural way. In a next step, using entropic considerations, we introduce the so called Kullback Leibler divergences that allows to quantify the "information content" of any potential measurements, relative to the considered model. A tractable algebraic expression is worked out when considering Gaussian models and data depending linearly on the model. Explicit tests were carried out in the case of kriging, well test interpretation and two phase flow context. The notion of data redundancy was also explored and quantified. The developed technique could help to design optimal data acquisition schemes

L'étude de la géologie et l'évaluation des réservoirs de la formation Açu du bassin Potiguar du nord-est brésilien, est fondée principalement sur des données de diagraphies, mais aussi des études de carottes et d'affleurements. Le bassin Potiguar, de type rift, résulte du développement de failles normales, d'orientation ne-SW, associées à des failles de transfert de directions EW et NW-SE. Trois ensembles sédimentaires sont individualisés par leurs enregistrements stratigraphiques: les séquences synrift, transitionnelle et drift. En raison de l'intérêt pétrolier du bassin, il est possible de les étudier à partir des données de sismique de surface et des forages, dés que les affleurements sont restreints à la séquence supérieure (drift). La séquence drift est, dans la partie émergée, la plus productive en pétrole, alors que les réservoirs de la formation Açu y représentent plus de 90% des réserves récupérables. Cette formation constitue un système typique d'environnement de dépôt fluviatile, passant graduellement à des dépôts marins. Ces derniers sont caractéristiques de la formation Jandaira. Les réservoirs de la formation Açu présentent des caractéristiques particulières, dont la principale est l'association du pétrole à des eaux douces de formation, ce qui rend impossible l'évaluation par les méthodes traditionnelles. La mise au point de techniques et méthodologies particulières est donc incontournable, d'ou l'objectif principal de cette étude. La méthodologie proposée prend en considération l'intégration des données, en insistant sur la nécessité des essais en cours de forage. La caractérisation de 3 electrofacies seulement, pour la représentation de la séquence essentiellement greso-argileuse de la formation Açu, a pour objectif de faciliter les corrélations entre les réservoirs des différentes aires, qui correspondent à des dépôts de barres ou des remplissages de chenaux. Les roches-réservoirs sont constituées de quartz et de feldspath, avec du ciment carbonate et des argiles. Ces dernières caractérisent une matrice complexe argileuse ; c'est pourquoi les meilleurs résultats sont obtenus grâce aux équations de Simandoux principalement, bien qu'ils présentent encore quelques imprécisions quant à l'analyse quantitative des saturations en eau obtenues indirectement à partir de la zone lavée

La caractérisation 3D quantitative de réservoir par une propriété géologique est un domaine en plein essor dont le but est de produire des modèles les plus fiables et précis possible de distribution spatiale de différents paramètres de réservoir comme la porosité ou les faciès lithologiques. Cette thèse propose, dans le cadre du projet GOCAD, une méthodologie basée sur les approches statistiques multivariables permettant d'incorporer les données sismiques dans l'estimation des propriétés géologiques à partir des données de puits. Dans un premier temps, nous présentons la méthode de reconnaissance des formes sismiques non-supervisée dont l'originalité est la possibilité d'étudier le voisinage local géométrique de chaque point sismique. Cet aspect discret et volumique de l'analyse permet d'exploiter d'avantage le potentiel des données sismiques. L’algorithme proposé fait appel à l'analyse en composantes principales afin d'éliminer l'information sismique non-cohérente, et à la méthode de centres dynamiques pour générer les classes sismiques à partir d'un ensemble de points sismiques dans l'espace des composantes principales. Dans un second temps, différentes méthodes de calibrage géologique des classes sismiques sont proposées. Mais d'abord nous introduisons une étape intermédiaire entre la classification des données sismiques et leur interprétation géologique qui permet d'orienter d'une manière non-linéaire les classes sismiques vers la propriété de réservoir. Cela consiste à quantifier la correspondance entre les classes sismiques et les faciès géologiques et à regrouper les classes sismiques en fonction de cette correspondance. Les méthodes d'interprétation, quant à elles, reposent sur les techniques statistiques de calage des classes sismiques aux diagraphies de puits et permettent aussi de prendre en compte l'information géométrique sur les couches stratigraphiques, lorsque cette information est disponible. La variable issue de ce traitement des données sismiques peut être ensuite utilisée comme une variable secondaire dans des méthodes d'estimation ou de simulation stochastique. Trois de ces méthodes (cokrigeage colocalisé, réseaux de neurones et D. S. I. ) sont présentées et appliquées dans la dernière partie de ce travail. Cette méthodologie est appliquée sur deux cas réels 3D, suivi par la modélisation 3D géométrique des réservoirs en utilisant des grilles irrégulières, déformées suivant la géométrie des horizons stratigraphiques.

La perméabilité est une caractéristique petro physique importante, elle contrôle la circulation des fluides dans les roches, c'est-a-dire, dans une large mesure, la productivité des puits. Il arrive que durant la vie d'un gisement. La rentabilité diminue au point que -dans les cas les plus défavorables- le puits ne soit plus rentable. Les études montrent que cette modification est une réponse directe à l'exploitation des puits, elle est en particulier provoquée par la chute de la pression initiale avec ses diverses conséquences mécaniques et hydrauliques. Les résultats actuels nous montrent que l'évolution de la perméabilité semble passer par trois étapes successives : une première étape ou le mécanisme actif est la fermeture initiale de fissures, une seconde étape correspondant à la déformation élastique des pores, enfin une étape importante mais moins étudiée sur le plan de la perméabilité qui correspond à des dommages irréversibles aux pores. Afin d'étudier le problème, nous avons effectué une série d'essais sur du grès vosgien. Des mesures simultanées de déformation et de perméabilité monophasique ont été réalisées, suivant divers types de chemins de contrainte, à plusieurs niveaux de pression de pore et de confinement. L'interprétation des résultats est abordée de manière à montrer l'influence de chacune des deux contraintes, moyenne et déviatorique, sur la perméabilité. Le résultat principal de notre travail est la mise en évidence dans le plan (contrainte moyenne, contrainte déviatorique) d'une frontière délimitant deux régions : l'une ou la perméabilité semble n'avoir que peu ou pas change, l'autre ou cette perméabilité diminue régulièrement jusqu'a atteindre dans certain cas une importante réduction. Une particularité importante de ce résultat nouveau est que cette diminution de perméabilité semble s'effectuer à taux de réduction constant. L'analyse des résultats montre que ce taux est unique pour chaque chemin de contrainte, indépendamment des niveaux de contrainte appliqués. Plus le déviateur est faible, et plus bas sont les taux de réduction engendres. Il devient donc possible de quantifier l'évolution de la perméabilité si l'on connait le chemin de chargement et la valeur du deviateur de contrainte.

Le but de ce travail est de prédire la viscosité des fluides pétroliers dans les roches mères ainsi que dans les réservoirs. En effet, la modélisation de la migration pétrolière entre ces deux milieux met en oeuvre la loi de Darcy qui nécessite la connaissance de la viscosité dynamique en fonction de la pression, de la température et de la composition du fluide. Il a été fait appel à la méthode des plans d'expériences afin de définir des mélanges synthétiques en vue d'identifier l'influence de la composition sur la viscosité. Les bruts synthétiques ainsi déterminés représentent les liquides formes dans les roches mères de type II à différents stades de maturation ainsi que les bruts de gisements ayant la même origine. L'étude expérimentale de la viscosité de bruts pétroliers nécessite en premier lieu une observation de la stabilité de la phase considérée. Effectivement, plusieurs mélanges ont précipité des asphaltènes dans les conditions opératoires moyennes régnant dans les roches mères. La précipitation des asphaltènes dans les roches mères peut représenter un paramètre dont il faudra tenir compte dans la modélisation de l'expulsion et de la migration. Les mesures montrent que les concentrations en gaz et en asphaltènes sont déterminantes pour la viscosité des bruts. La modélisation de la viscosité combine deux équations complémentaires : la loi de mélange de Grunberg et Nissan (1949), qui a été modifiée et qui fournit la variation de la viscosité en fonction de la composition du fluide; la dépendance en pression et en température étant représentée par le modèle de Kanti et al. (1989) qui a été réajusté. Il a été ainsi développé un nouveau modèle qui donne la viscosité dynamique des fluides pétroliers en fonction de la pression, de la température et de la composition. Ce nouveau modèle a été validé avec des mesures de viscosité sur des bruts réels.

Les hétérogénéites de réservoir sont générées par des modèles géostatistiques sur une dizaine de millions de mailles fines, ce qui est actuellement incompatible avec les possibilites de calcul des simulateurs numériques d'écoulement. Il est donc nécessaire de réduire le nombre de mailles. De manière à connaître les valeurs des paramètres pétrophysiques de l'échelle fine à l'échelle grossiere appropriée aux simulations d'écoulement, des techniques d'homogénéisation sont utilisées. Les méthodes de prise de moyenne en simulation de réservoir sont étudiees depuis plusieurs années par de nombreux scientifiques. En général, lorsque la direction principale d'écoulement n'est pas parallèle aux axes principaux du maillage, la perméabilite équivalente doit être représentée par un tenseur complet pour bien prendre en compte les propriétés de l'écoulement. Mais, la perméabilite obtenue ne peut pas être utilisée directement dans le schéma numérique. Une moyenne harmonique entre les perméabilités de deux mailles voisines est alors généralement utilisée pour obtenir les transmissivités. Le choix de cette moyenne peut ne pas être optimal dans tous les cas. Actuellement, de plus en plus d'auteurs recommandent l'utilisation de perméabilites internodales calculées entre deux mailles voisines. Ce calcul est équivalent au calcul des transmissivités, pour un schéma fixe. La prise de moyenne des transmissivités est plus précise que la prise de moyenne des perméabilités, car la transmissivité est calculée directement à partir des hétérogénéites fines en intégrant le schéma numérique. Une théorie a été développée, dans le cadre de la thèse, pour le démontrer en 1-d. Le travail de thèse porte sur une nouvelle technique pour calculer les transmissivités a l'échelle grossière dans les équations discrétisées à l'aide d'un schéma numérique du type volumes finis sur deux types de maillages : le maillage cartésien et le maillage corner point geometry (quadrangles). Le principe de cette technique est d'utiliser le bloc décale place a cheval entre deux mailles grossières voisines sur lequel on résout a l'échelle fine le problème permanent. De plus, pour améliorer la précision a l'échelle du champ, on peut distinguer deux types d'écoulement pour calculer les transmissivités : l'écoulement linéaire situe loin des puits ou le gradient de pression est faible et l'écoulement radial situe près des puits ou le gradient de pression est élevé. La région de l'écoulement radial a une grande importance sur la prévision de production, car directement liée aux puits. L'intérêt de la prise de moyenne au voisinage des puits est montre théoriquement et numériquement en 2-d. Son principe de calcul réside dans la détermination des transmissivités des mailles puits et de l'indice de productivité (ip) simultanément. La validation a été faite sur des cas pratiques en comparant cette nouvelle technique de prise de moyenne, la méthode décalée, avec des techniques classiques pétrolieres et des techniques de prise de moyenne du tenseur complet de perméabilités.