Academic literature on the topic 'Pièges (géologie pétrolière) – Simulation, Méthodes de'

Un bassin sédimentaire est un milieu poreux dans lequel les hydrocarbures sont générés. Au cours du temps,ces hydrocarbures, qui sont soumis à certaines forces (la gravité, la pression,...), commencent à migrer. Ce phénomène est modélisé par des lois physiques (conservation de la masse, loi de Darcy), et les équations mathématiques (EDP) issues de ces lois sont fortement couplées entre elles et non linéaires. Le but de la modélisation de bassin est de retracer l'histoire de la création, de la migration et du stockage de ces hydrocarbures au cours de temps, afin de mieux localiser les zones où les hydrocarbures se sont concentrés. Les modèles mathématiques sont ensuite résolus numériquement. Le travail consiste ici en la mise au point d'une nouvelle méthode numérique pour la résolution de ces modèles, la méthode des lignes de courant. Cette méthode est déjà utilisée avec succès dans la modélisation des écoulement en milieux poreux. Les tests numériques sur cette méthode dans la simulation des réservoirs ont montré un gain de temps de calcul par rapport aux méthodes classiques (IMPES, FullyIMPLICITE...).Ce gain de temps vient du fait que l'équation en saturation est résolue en une série de problèmes 1d (le long de chaque ligne de courant), et aussi du fait qu'on résout moins l'équation de la pression.Il s'agit donc de répondre aux questions suivantes: - La méthode des lignes de courant admet-elle une extension pour la modélisation des bassins? - Peut-on optimiser cette méthode pour qu'elle soit compétitive par rapport aux autres méthodes? Le premier chapitre de cette thèse est consacré aux principes de cette méthode ainsi que l'application de cette méthode sur les problèmes simples de conservation. Dans le deuxième et le troisième chapitres on appliquera la méthode des lignes de courant sur les modèles de bassin.

Une méthode séquentielle de Monte Carlo, appelée filtrage particulaire, a été utilisée dans un contexte spatial pour simulerdeux modèles de réservoir en respectant les faciès observés aux puits. Le premier modèle, le schéma Booléen, est un modèle àbase d'objets. Il peut servir à modéliser des réservoirs à deux faciès: un faciès poreux, et un faciès imperméable qui agitcomme barrière à la circulation des fluides. Ce modèle se prête bien à des calculs mathématiques~: il existe des méthodes statistiques pour en inférer les paramètres, ainsi qu'un algorithme itératif de simulation conditionnelle. Cependant, lavitesse de convergence de cet algorithme est difficile à établir. Un algorithme séquentiel basé sur un filtre particulaireest proposé en alternative. Au final, cet algorithme séquentiel surpasse l’algorithme itératif en termes de qualité desrésultats et de temps de calcul.Le second modèle, Flumy, est un modèle de processus sédimentaires, permettant de représenter la formation de systèmes chenalisés méandriformes. Ce modèle permet de reproduire l'hétérogénéité induite par les géométries complexes des dépots sédimentaires.L'algorithme courant implémenté dans Flumy modifie dynamiquement les processus au cours du temps pour s'adapter aux données et permet ainsi d'obtenir des simulations conditionnelles. Le développement de cet algorithme de conditionnement requiert,cependant, une profonde compréhension de ces processus pour les modifier tout en évitant les artefacts ou les biais. Pour cette raison, un autre algorithme, dit séquentiel, a été développé. Il consiste à construire le réservoir par empilement de couches horizontales au moyen d'un filtre particulaire permettant d'assimiler les facies observés en chaque couche. Ces deux algorithmesde conditionnement ont été comparés sur un cas synthétique et sur un cas réel (bassin de Loranca, en Espagne). Ils fournissentdes résultats comparables, mais se distinguent en termes de ressources nécessaires pour leur mise en œuvre: l'agorithmeséquentiel requiert une puissance de calcul informatique conséquente quand l'algorithme dynamique nécessite une finecompréhension des processus à modifier
A sequential Monte Carlo method, called particle filtering, has been used in a spatial context to produce simulations of two reservoir models that respect the observed facies at wells. The first one, the Boolean model, is an object-based model. It canbe used to model two-facies reservoirs: One porous facies, and an impermeable facies that acts as a barrier for the fluidcirculation. The model is mathematically tractable: There exists statistical methods to infer its parameters as well as aniterative conditional simulation algorithm. However, the convergence rate of this algorithm is difficult to establish. Asequential algorithm based on the particle filtering is proposed as an alternative. It finally appears that this sequentialalgorithm outperforms the iterative algorithm in terms of quality of results and computational time.The second model, Flumy, is a model of sedimentary processes. It is used for representing the formation of meanderingchannelized systems. This model can reproduce the heterogeneity induced by the complex geometries of sedimentary deposits.The current algorithm implemented in Flumy modifies dynamically the processes for fitting the data at best to produceconditional simulations. The set-up of this algorithm requires a deep knowledge of the processes to modify them and avoidartifacts and biases. For this reason, another conditioning algorithm, called sequential, has been developed. It consists in building the reservoir by stacking horizontal layers using particle filtering, thus allowing the observed facies to beassimilated in each layer. These two algorithms have been compared on a synthetic case and on a real case (Loranca Basin,Spain). Both give comparable results, but they differ in terms of the resources required for their implementation: whereasthe sequential algorithm needs high computer power, the dynamic algorithm requires a fine understanding of the processes to be modified

La modélisation des réservoirs pétroliers passe par une étape de construction d'une grille volumique généralement adaptée aux failles et aux horizons du domaine, sur laquelle les modèles de propriétés pétrophysiques sont calculés. On utilise pour cela des grilles curvilinéaires stratigraphiques formées de cellules hexaédriques dont les indices (i,,j, k) constituent un échantillonnage d'une fonction paramétrique 3D (u,v,t) où (u,v) correspondent aux coordonnées "paléogéographiques" tangentielles aux horizons et (t), considéré comme un analogue de l'age geologique des terrains, est approximativement orthogonal aux horizons. Ces grilles sont bien adaptées aux algorithmes géostatistiques de modélisation de propriétés mais leur régularité topologique entraîne des erreurs ou des approximations dans les domaines fortement faillés ou plissés. Le modèle GeoChron corrige ces défauts en séparant clairement la géométrie du domaine d'étude (représentée par un maillage tétraédrisé non structuré), la correspondance entre cette géométrie et la géométrie des couches au moment de leur formation (grâce à une fonction de paramétrisation 3D (u, v, t) ) et le modèle de propriété (calculé dans une grille régulière fine). Après avoir exposé le cadre mathématique de ce modèle qui met en valeur les similarités avec les diagrammes de time stratigraphy (ou de Wheeler) utilisés en sédimentologie, nous indiquons deux méthodes pratiques de construction d'une telle paramétrisation, implémentées dans le cadre du géomodeleur GOCAD. Puis nous montrons comment la composante (t) de la fonction de paramétrisation peut être utilisée pour calculer automatiquement en tout point d'une surface de faille une estimation géométrique du vecteur rejet. Enfin, nous présentons plusieurs applications possibles concernant la modélisation des propriétés pétrophysiques, l'estimation des déformations ou encore l'intégration des données sismiques
Reservoir modelling requires building a volumic mesh usually adapted to faults and horizons of the domain, on which petrophysical property models are computed. The common practice consists in using stratigraphic curvilinear grids formed of hexahedral cells whose indexes (i, j, k) constitute a sampling of a " 3D parametric function (u, v,t) where (u, v) correspond to the "paleo-geographic" coordinates tangent to the horizons and (t), viewed as an analog to the geological age of the terrains, is approximately orthogonal to the horizons. These grids are suited to the property-modelling geostatistical algorithms but their topological regularity induces errors or approximations in complex fault networks or folded environments. The GeoChron model corrects these drawbacks by clearly segragating the geometry of the domain of study (modelled by an unstructured tetrahedralised mesh), the link between this geometry and the geometry of the layers at the time or deposition (thanks to a 3D parametric function (u,v,t)) and the property model (computed in a regular fine-scaled grid). After exposing the mathematical framework of this model which emphasises the similarity with time stratigraphic (or Wheeler) diagrams used in sedimentology, we show two practical ways of building such a parameterisation and their implementation in the GOCAD geomodelling software. Then we show how the (t) component of the parametric function can be used to automatically compute a geometric estimate of the throw vector in any point of a fault surface. Finally, we present Borne applications concerning petrophysical property modelling, deformation estimation or seismic data integration

Nous présentons un nouveau réacteur de type plug-flow. Il reproduit un milieu poreux 1D composé de quartz et d’un solide réactif, percolés par un fluide aqueux échantillonné en différents points pour l’acquisition de profils de concentration. La percolation de solutions saturées en CO₂ (5-8 bar) à 40-50°C sur des carbonates (calcite, dolomite) génère un front de dissolution mobile, reproductible et dont la forme est stationnaire. Cette forme suggère un accroissement de la surface réactive avec l’avancement la réaction, en bon accord avec les textures ruiniformes observées au MEB. La dissolution du diopside à pH=2, 60°C produit les profils de concentration linéaires attendus loin de l’équilibre en conditions stationnaires. L’étape initiale de dissolution non stœchiométrique génère une couche de surface riche en Si, observée au MEB, dont la répartition est anisotrope
A new type of plug flow reactor is developed. It reproduces a 1D porous medium composed of quartz and reactive solids exposed to the percolation of an aqueous phase, whose concentration profile can be captured through sampling ports. The reaction of CO₂ saturated solutions (5-8 bar) at 40-50°C with carbonate (calcite, dolomite) generates reproducible dissolution fronts migrating downstream with stationary shape. This shape evidences an increase in reactive surface area with increasing dissolution, in agreement with the observed skeletal solid textures. Diopside dissolution in acidic solutions, pH=2, 60°C, generates linear concentration profiles as predicted far from equilibrium. In the initial non-stoichiometric dissolution stage, a Si-dominated surface layer is formed. SEM data suggest an anisotropic distribution of this layer

Le but des travaux effectués au cours de cette thèse est de proposer une méthode générale pour simuler, en trois dimensions, la géométrie et la distribution d'hétérogénéités au sein des réservoirs pétroliers naturels. Dans un premier temps, nous présentons un nouvel outil de modélisation d'un objet naturel de forme complexe et limitant un volume fermé dans l'espace. Il s'agit de l'objet gshape qui se définit par une ligne conductrice, le backbone et par un ensemble de sections planes le long de cette ligne, les sections. Leur interpolation indépendante conduit à la définition d'une enveloppe caractérisant la géométrie d'un objet gshape. Cela permet une modélisation globale de la géométrie et introduit une grande flexibilité dans la manière de paramétriser et de déformer une forme complexe. Dans un second temps, nous avons utilise l'objet gshape pour la représentation de la géométrie d'une hétérogénéité de réservoir. Chacune d'elle est considérée comme un objet de type gshape dont la géométrie doit honorer un certain nombre de contraintes. La distribution de ces objets au sein du réservoir est ensuite simulée de façon stochastique et de manière à honorer les données disponibles. L’algorithme de simulation propose est basé sur les méthodes de recuit et intègre le formalisme de la géostatistique non paramétrique. L’étude de trois cas réels permet la validation des méthodes développées et met en évidence les avantages qu'elles offrent par rapport à des méthodes de simulation booléennes classiques

Les systèmes carbonatés, anciens et actuels, se retrouvent au coeur d’enjeux économiques et sociétaux majeurs, notamment dans le domaine énergétique où ils représentent une part considérable des réserves prouvées de gaz et de pétrole. La présente thèse se focalise sur la plate-forme urgonienne Provençale (Barrémien supérieur–Aptien inférieur), analogue d’affleurement prouvé de réservoirs carbonatés du Moyen-Orient. Près d’une trentaine de coupes stratigraphiques, incluant notamment deux forages réalisés dans le cadre de ce travail, ont été considérées sur l’ensemble du domaine Provençal. La reconnaissance de surfaces d’émersion et d’ennoiement contraintes biostratigraphiquement permet d’appréhender régionalement l’évolution paléogéographique et l’architecture stratigraphique. Plusieurs phases de progradation en direction des bassins adjacents, entrecoupées d’épisodes de perturbation de la production carbonatée, sont identifiées en Provence. Un scénario stratigraphique comparable est proposé pour les plates-formes urgoniennes du Pourtour Vocontien. En Provence, la compartimentation réservoir de la plate-forme urgonienne est principalement contrôlée par le contexte séquentiel des dépôts qui induit une dualité entre des carbonates cimentés précocement et ceux préservant un certain espace poreux. Les règles géologiques définies dans cette étude 1) servent à la réalisation d’un modèle numérique 3-D destiné aux simulations des écoulements à l’échelle de l’aquifère karstique de Fontaine-de-Vaucluse, dont le débit à l’exutoire est classé au cinquième rang mondial, et 2) aident à la prédiction des hétérogénéités sédimentaires et pétrophysiques des systèmes carbonatés
The analysis of carbonate systems is at the heart of major economic and societal challenges, especially in the energy field since they represent significant oil and gas reserves. The present thesis focuses on the Urgonian Provence platform (upper Barremian–lower Aptian interval) which is considered as a valid outcrop analogue of middle East carbonate reservoirs. About thirty stratigraphic sections, including newly acquired cores, are considered throughout the Provence domain. The recognition of biostratigraphically constrained exposure and drowning surfaces enables us to restore the regional palaeogeographic evolution along with the stratigraphic architecture. Several phases of platform progradation toward the adjacent basins, interrupted by episodes of changes in carbonate production, are identified in Provence. A comparable stratigraphic scenario is proposed for the peri-Vocontian Urgonian platforms. In Provence, the reservoir compartmentalisation of the Urgonian platform is mainly controlled by the sequence stratigraphic context that induced a distinction between early cemented carbonates and those preserving part of their original porosity. The geological rules provided in this study 1) are implemented into a 3-D numerical model intended for fluid-flow simulations at the scale of the Fontaine-de-Vaucluse karstic aquifer, whose karst spring is the fifth largest in the world, and 2) help in predicting the sedimentary and petrophysical heterogeneities of carbonate systems