Joint Inversion of Fracture Model Properties for CO2 Storage Monitoring or Oil Recovery History Matching Inversion conjointe des propriétés d’un modèle de fractures pour le monitoring d’un stockage de CO2 ou le calage d’un historique de production

Abstract

For oil recovery or CO2 storage, “reservoirs” are commonly used to designate geological structures where oil can be found or CO2 can be stored. All reservoirs present a heterogeneity in terms of rock type and properties (such as porosity and permeability). In addition, some of these reservoirs present fractures and faults. Fractured reservoirs are an important part of the oil reserves in the world (Middle East, Gulf of Mexico, etc.) and some of them are important reservoirs in terms of oil volume and productivity in spite of the fractures. In addition, studies of reservoirs for geologic storage of CO2 have shown the existence of diffuse fractures and faults and their strong impacts on flow. A key point in fractured reservoirs is to understand the geometry and hydraulic conductivity of the network formed by the fractures. This requires the construction of a reservoir model that integrates all available conceptual knowledge and quantitative data. The topic of the present paper deals with a new methodology able to perform the history matching of a fractured reservoir model by adapting the sub-seismic fault properties and positions. The main difficulty of this work is to generate a sub-seismic fault network whose fault positions can be easily modified while respecting the statistical fault model. The sub-seismic fault model we have chosen allows us to obtain a sub-seismic fault network that is consistent with the seismic fault network and that succeeds in capturing the specific spatial organization of the faults. In a first step, the geometry of the seismic fault network is characterized using fractal methods. Sub-seismic faults are then generated according to a stochastic algorithm. Finally, the geometry of this discrete fracture network is optimized in order to match the hydrodynamic data about the reservoir. The optimization algorithm modifies the sub-seismic fault positions, leading to the history matching of the reservoir model. Fractal properties are preserved during the deformation process. These different steps are demonstrated on a realistic synthetic case. Que ce soit pour la production de pétrole ou le stockage de CO2, le terme réservoir est utilisé régulièrement. Un réservoir désigne une structure géologique hétérogène en types de roches ou en termes de propriétés de perméabilité et de porosité. Dans le domaine pétrolier, de nombreux réservoirs présentent des fractures ou des failles. Les réservoirs fracturés occupent une part importante de la production de pétrole dans le monde (Moyen Orient, Golfe du Mexique, etc.). Malgré la présence de fractures, ces réservoirs n’en restent pas moins de bons réservoirs. Des études de réservoirs dédiés au stockage de CO2 ont montré de plus la présence de fractures diffuses ou de failles ainsi qu’un fort impact de celles-ci dans le transfert du CO2. Un facteur clé de la connaissance des réservoirs fracturés est la compréhension de la géométrie et de la conductivité hydraulique du réseau formé par les fractures. Cette compréhension nécessite la construction d’un modèle de réservoir intégrant l’ensemble des connaissances conceptuelles et des données disponibles sur le terrain. Le présent article expose une méthodologie permettant d’effectuer un calage d’historique d’un modèle réservoir par la modification des propriétés et de la géométrie d’un réseau de failles sub-sismiques. Un modèle original de réseau de failles sub-sismiques est présenté. Il est fondé sur une caractérisation fractale de la géométrie du réseau des failles à partir des données sismiques ou des affleurements. Ce modèle peut être simulé en étendant l’organisation du réseau des failles sismiques à l’échelle inférieure des failles sub-sismiques. Le réseau de failles obtenu peut alors être déformé de façon à refléter le comportement hydrodynamique du réservoir. Cette propriété permet d’effectuer le calage à l’historique de production : les positions et les propriétés hydrauliques des failles incertaines sont modifiées par un algorithme d’optimisation, permettant de réduire l’écart avec les données dynamiques observées. La cohérence géologique du modèle de failles est préservée. La mise en oeuvre des différentes étapes de l’approche proposée est illustrée par une application sur un réservoir synthétique.