Brevet FR2886740A1 — publié le 20061208

La présente invention concerne une méthode pour prédire la production d'un 10 réservoir souterrain par la mise à jour d'un modèle géologique contraint par des données de production et des données sismiques en temps. Cette méthodologie s'inscrit dans la thématique de la caractérisation de réservoir, qui a pour objectif de fournir des images fiables des réservoirs afin de mieux prédire leur comportement et d'optimiser leur schéma d'exploitation. État de la technique Les documents suivants illustrent l'état de la technique et seront cités par leur numéro de référence dans la description ci-après. 1. F. ANTERION. History matching: a one day long competition: classical approaches versus gradient method. First international forum on reservoir simulation, Alpbach, Austria, 1998. 2. F. ANTERION, R. EYMARD and B. KARCHER. Use of Parameter Gradients for Reservoir History Matching. Symposium on Reservoir Simulation of the 25 Society of Petroleum Engineers, Houston, Texas, 1989. 3. U. G. 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TRAN VAN HIEU. Inversion with a priori information: an approach to integrated stratigraphie interpretation. 58th Annual International SEG Meeting, Anaheim, California, 15 1988. 9. P. CARRIC)N. Inverse problems and tomography in acoustics and seismology. Penn Publishing Company, 1987. 10. J. CÉA. Optimisation: théories et algorithmes. Dunod, 1971. 11. M. CHARARA, I. MAGNIANT, Y. MANIN, J.-P. DELHOMME and N. 20 EBERLÉ. The benefit of coupling geophysical inversion problems with fluid flow simulation. ECMOR VII, Baveno, Lago Maggiore, Italy, 2000. 12. G. CHAVENT. Analyse fonctionnelle et identification des coefficients répartis dans les équations aux dérivées partielles. PhD Thesis, Université Paris VI, 1971. 13. G. CHAVENT. Identifiability of parameters in output least square 25 formulation. New York. 1987. 14. G. CHAVENT, M. DUPUY and P. LEMONNIER. History matching by use of optimal theory. SPE 4627, Las Vegas, Nevada, 1973. 15. L. COSTA-REIS, G. DE MARSILY, and R. ESCHARD. 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Use of experimental design in resolving inverse problems - Application to history matching. ECMOR VII, Baveno, Italy, 2000. Pour la mise à jour des modèles géologiques, l'intégration des données dynamiques s'appuie sur la théorie des problèmes inverses. Certains paramètres, comme la porosité ou la perméabilité, du modèle géologique sont ajustés de façon itérative pour caler à des données d'observation, comme les données de production par exemple. Comme dans tous problèmes inverses, il n'y a pas unicité de la solution. Pour réduire les incertitudes sur la prévision de production, il est nécessaire d'intégrer plus de données d'observation (données diagraphiques, de production, sismiques,...) ce qui permet de mieux contraindre les modèles. La méthode selon l'invention permet une intégration simultanée de plusieurs types de données, quelles soient statiques ou dynamiques. Ceci permet de réduire considérablement l'espace des modèles géologiques admissibles et donc de mieux prédire le comportement des réservoirs étudiés. Certaines méthodes mettent déjà en oeuvre l'intégration jointe des données de production et de sismique 4D dans le calage d'historique [voir les références 7, 3]., 39], mais ces travaux décrivent l'utilisation des données de sismique 4D en profondeur. Or, les attributs sismiques (en particulier les impédances) sont d'abord exprimés en fonction des temps de trajet des ondes. Ce n'est qu'après une phase de conversion temps/profondeur que les impédances sont exprimées en profondeur. Une des originalités de la méthode selon l'invention présente est de travailler directement avec des attributs sismiques en temps. Cette méthode offre d'ailleurs un autre avantage: non seulement de pouvoir caler les impédances, mais également les temps de trajet sur l'ensemble du réservoir, autrement dit l'épaisseur en temps globale du réservoir. Une telle méthode nécessite: l'implémentation d'une conversion profondeur/temps pour transcrire en temps les attributs sismiques calculés en profondeur par un modèle pétro élastique, un algorithme de filtrage pour ajuster les valeurs des impédances dans une bande passante proche de celle de la sismique, et diverses méthodes de mises à l'échelle pour travailler entre les différents échelles de mesure. La méthode selon l'invention La présente invention concerne une méthode permettant de prédire la production d'un réservoir souterrain, comportant la génération d'un modèle géologique paramétré à partir de mesures sismiques en temps et de mesures de production, le modèle géologique étant mis à jour par un processus d'inversion. La méthode comporte les étapes suivantes: - on simule des données dynamiques de production à partir dudit modèle géologique et d'un simulateur d'écoulement; - on simule un modèle pétro élastique en profondeur à partir dudit modèle géologique et de ladite simulation d'écoulement; - on détermine un modèle de conversion profondeur/temps. - on convertit ledit modèle pétro élastique en temps; on optimise ledit modèle géologique en comparant, à l'aide d'une fonction objectif, lesdites mesures de production et de sismiques en temps audites réponses en production et audits attributs sismiques en temps simulées en mettant à jours au moins le modèle de conversion profondeur/temps; - on recommence à l'étape a) jusqu'à obtenir un minimum pour la fonction objectif - on prédit la production dudit réservoir souterrain à partir de simulation d'écoulement réalisées à partir dudit modèle géologique optimisée. La modèle pétro élastique en temps peut être ajusté par correction d'un décalage induit par la conversion profondeur/temps. Les données dynamiques peuvent être des données de production du réservoir, de 15 pression et de saturation. Le modèle pétro élastique peut comporter des données issues de sismique 4D. Présentation succincte des figures D'autres caractéristiques et avantages de la méthode selon l'invention, apparaîtront 20 à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux figures annexées et décrites ci-après. - La figure 1 illustre le module direct qui sert à obtenir les réponses de simulation. - La figure 2 illustre la technique de conversion profondeur/temps utilisée. - La figure 3 illustre le module inverse. Description détaillée de la méthode La méthodologie proposée consiste à prédire la production d'un réservoir souterrain en développant une boucle d'optimisation autour d'un simulateur d'écoulement, incluant un modèle pétro élastique ainsi qu'un modèle de conversion profondeur/temps pour la simulation des réponses sismiques. Le développement de cette boucle permet d'optimiser un modèle géologique décrit sur un maillage fin, sur lequel s'appuie les prédictions de données de production. La méthode repose sur la théorie des problèmes inverses. Elle peut donc être décomposée en deux modules: - Le module direct (figure 1) : Il permet de construire une chaîne de modélisation permettant la simulation numérique des réponses synthétiques relatives aux données que nous souhaitons intégrer. Ce module direct est constitué de plusieurs algorithmes qui permettent le passage depuis le modèle géologique 1 jusqu'à la simulation des données synthétiques: modélisation géostatistique (modèle pétro physique fin 2), "up" ou "downscaling" 3, simulation d'écoulement 4, simulation pétro élastique 5, conversion profondeur/temps 6, échantillonnage 7, obtention d'attributs sismiques (calcul, filtrage,...), etc. Le module direct sert à obtenir les réponses de simulation: - réponses en production (débits d'huile, ratio gaz/huile et "water-cut" (ratio eau/huile) pour chaque puits) - attributs sismiques en temps (impédances pour les ondes P et S, temps de trajet aller-retour sur l'ensemble du réservoir pour les ondes P). - Le module inverse (figure 3) : Il permet de minimiser une fonction objectif 10 qui mesure l'écart entre les résultats de simulation du module direct et les données en modifiant un certain nombre de paramètres du module direct. Ces paramètres peuvent être relatifs: - au modèle géologique (distribution des faciès, des porosités et des 25 perméabilités, etc...), - au modèle de simulation d'écoulement (perméabilités relatives, skins, etc...), - au modèle pétro-élastique (loi de Gassmann, etc...), - au modèle de conversion profondeur/temps (loi de vitesse). Selon un mode de réalisation particulier de l'invention, la boucle d'optimisation est utilisée pour caler les données de production et les données de sismique 4D, par la mise à jour du modèle géologique. La méthode utilise des données sismiques en temps, c'est-à-dire en fonction des 5 temps de trajet des ondes sismiques, et non pas en fonction de la profondeur. L'enjeu majeur est donc ici l'intégration d'un processus de conversion profondeur/temps avec mise à jour au cours du processus d'optimisation. 1- Le module direct La figure 1 illustre les différentes étapes du module direct. A)- Détermination des données dynamiques de production 1) Génération d'un modèle géologique La génération du modèle géologique 1 s'effectue avec des outils de modélisation géostatistique [24, 36]. Un modèle géostatistique basé sur un champ Gaussien aléatoire est utilisé pour générer les champs de porosité. Les perméabilités horizontales et verticales sont obtenues avec une technique de co-simulation. 2) Mise à l'échelle du simulateur ("upscaling") Un facteur important pour la simulation d'écoulement est la taille du maillage. Il est toujours préférable de travailler sur une grille de simulation aussi fine que possible afin de capturer les hétérogénéités du réservoir et la distribution spatiale des saturations. Cependant, pour des raisons pratiques évidentes, il convient de faire un compromis entre l'analyse en détail et les capacités et temps de calcul. Ainsi, les simulations d'écoulement sont généralement effectuées sur un maillage grossier, nécessitant une phase de mise à l'échelle pour calculer les propriétés équivalentes du réservoir sur les mailles grossières. De nombreuses techniques analytiques (par exemple, méthode de "moyenne de puissance") ou numériques (résolution d'un problème d'écoulement local) ont été développées [45, 50]. La mise à l'échelle ("upscaling") utilisée est une loi de puissance, ce qui offre la possibilité de choisir une moyenne arithmétique, géométrique ou harmonique [30] : / \1/P K=I jk(x)"dV v 3) Simulation des écoulements La simulation d'écoulement est nécessaire pour contraindre le modèle géologique par les données de production mesurées aux puits (par exemple ratio gaz/huile, eau/huile (water eut)). Dans l'objectif de calculer les attributs sismiques, les saturations et pressions sont requises comme sorties du simulateur d'écoulement (application des lois de conservation de la masse et de Darcy). B)- Détermination d'un modèle pétro élastique: 1) Mise à l'échelle du modèle géologique ("downscaling") On procède ensuite à une mise à l'échelle "downscaling" pour transcrire les saturations et pressions du maillage grossier de la simulation d'écoulement au maillage fin du modèle géologique. La méthode proposée se base sur un simple "mapping" sur la grille fine. Des techniques plus sophistiquées pourraient être envisagées, mais le temps de calcul nécessaire deviendrait probablement prohibitif pour le calage d'historique que nous envisageons. Cette étape de mise à l'échelle permettra d'appliquer un modèle pétro élastique à l'échelle du modèle géologique et ce, par faciès, ce qui est bien plus rigoureux que par unité géologique. 2) Détermination du modèle pétro élastique Les impédances de compression et de cisaillement sont définies comme le produit de la densité de la roche saturée de fluide pB (dite roche mouillée) par les vitesses de propagation des ondes sismiques VP et vs: I fc IP = PBVP et Is = pBVS avec VP = 13K+4 et vs = (1.2) 3PB PB où K désigne le module d'incompressibilité de la roche mouillée et,u le module de 25 cisaillement. Par ailleurs, si l'on désire prendre en compte les effets de variation de pression et de saturations sur les vitesses de compression VP et de cisaillement Vs, le modèle de Hertz a été implémenté : P hp 'P -P hs - p et vs(Pc Pp) vs(a) c p APa i v (Pc Pp)=v ( P, 4Pa avec: ^ P, la pression de confinement, ^ Pp la pression de pore, ^ AI% la pression différentielle asymptotique, ^ hp et hs les coefficients de Hertz pour les ondes P et S. La première étape est de calculer la densité de la roche mouillée PB par la formule suivante: PB = (1- 0) PGr + 0PF où PGr désigne la densité du grain (définie pour chaque faciès) et 0 la porosité (une constante par faciès ou une valeur par pixel). L'étape de mise à l'échelle "downscaling" permet le calcul de la densité de fluide PF en prenant en compte les effets 15 de pression: PF =po(Po)So+Pw (Pw)Sw +PG (PG)SG où (Po, Pw, Ps), (So, Sw, Ss) et (Po, Pw, Ps) sont les densités, saturations et pressions de phase. Les densités de phases sont déduites de tables pression-densité. Le calcul du module d'incompressibilité de la roche mouillée K se fait à l'aide des équations de Gassmann [21] : 1-KM KGr So SW 0+ 1-0 -KM-et K=_+ + K F O W KF KGr Kcr où KGr désigne le module d'incompressibilité du grain (une constante par faciès dépendante de la composition de la roche), KF le module d'incompressibilité du fluide, KM le module d'incompressibilité de la matrice poreuse et (Ko,KW,KG) les modules pour chaque phase (issus de tables pression-module d'incompressibilité). 10 K=KM+ SG + (1.6) KG Le module d'incompressibilité KM est choisi par l'utilisateur (une constante par faciès généralement issue de mesures préalables en laboratoire), ou peut être issu d'une loi expérimentale qui prend en compte les effets de la porosité [44] : KM =KG,(3,88 q32 3,9 + 1) (1. 7) Le module de cisaillement,u peut également être choisi par l'utilisateur (une constante par faciès également issue de mesures en laboratoire), ou issu d'un modèle expérimental: u =,uer ( 2,19 02 3,48 93 + 1) (1.8) C)- Détermination d'un modèle pétro élastique en profondeur Ainsi, si l'on se donne les modules d'incompressibilité KG,. et KM ainsi que le module de cisaillement p et la densité du grain PG,., on est capable de calculer les vitesses et impédances sismiques en fonction de la profondeur (ou plus précisément en fonction des coordonnées (x,y,z)). D)- Détermination des attributs sismiques en temps 1) Mise à l'échelle latérale L'objectif suivant est de réconcilier latéralement l'échelle de modélisation avec le pixel sismique. Là encore., nous utilisons une formule de moyenne de puissance, pour effectuer une moyenne arithmétique. 2) Conversion du modèle pétro élastique en profondeur dans le domaine temps L'originalité et le principal challenge de cette méthodologie étant d'intégrer dans le processus de calage d'historique des attributs sismiques en temps, il convient dès lors d'effectuer une conversion profondeur/temps. Un modèle de vitesse permet d'exprimer les impédances, obtenues en profondeur à l'issu du modèle pétro élastique, en fonction du temps de trajet aller-retour des ondes sismiques. Le modèle de vitesse utilisé est calculé par le modèle pétro élastique, ce qui offre l'avantage de mettre à jour la loi de conversion profondeur/temps à chaque itération du processus d'optimisation. Au cours de cette étape, on calcule les temps de trajet aller-retour au niveau du toit du réservoir. Pour ce faire, on formule quelques hypothèses: on suppose que les vitesses vp et v sont constantes dans le sous-sol, non seulement au niveau de chaque maille du toit mais aussi au cours du temps (c'est-à-dire entre les différentes campagnes sismiques). Par ailleurs, on ne dispose pas de la composition exacte du sous-sol, ni de sa géométrie exacte: une loi de vitesse exacte ne peut donc pas être explicité . Par conséquent, on utilise une relation Temps/Vitesse classique: ztop (i,j) T'op(i,j)=2 Vtop (Z, j) avec: ^ Trop (i, j) : le temps de trajet aller-retour des ondes P ou S au niveau de la maille (i, j) du toit du réservoir, ^ zrop (si, j) : la profondeur au niveau de cette même maille, ^ et v,op(i, j) : la vitesse des ondes P ou S. La seconde étape est le calcul des temps de trajet aller-retour au niveau de chaque maille du réservoir. On suppose les vitesses constantes à l'intérieur d'une maille. Par ailleurs, pour un souci pratique, on considère le toit du réservoir comme origine des temps: d'une part, cela allège les calculs et d'autre part, si l'on veut les temps totaux (sous- sol et réservoir), il suffira de sommer le cube 3D ainsi obtenu et le tableau 2D issu de la première étape. Là encore, on ne dispose pas d'une loi de vitesse exacte. Le calcul s'effectue donc comme illustré sur la figure 2. La dernière étape est le calcul des temps de trajet aller-retour sur l'ensemble du réservoir: il s'agit donc ici d'une carte 2D, qui servira grandement lors de la phase de 25 calage. 3) Filtrage du modèle pétro élastique en temps Comme le modèle géologique est à plus haute fréquence que la sismique, il est maintenant nécessaire de se ramener dans la bande de fréquences de la sismique. On effectue pour cela un filtrage des impédances de compression et de cisaillement issues du modèle pétro élastique [34]. La fonction de filtrage choisie (filtre de Martin) permet l'utilisation d'un filtre passe-bande, coupe- bande, passe-bas ou passe-haut. (1.9) Cependant l'étape précédente a introduit une légère difficulté puisque la conversion profondeur/temps a conduit à une discrétisation irrégulière en temps. Un reéchantillonnage des impédances a donc été implémenté. Il s'agit tout simplement d'une interpolation d'ordre 1 entre le toit du réservoir (T, =0) et le temps de trajet sur l'ensemble du réservoir (Tbare calculé lors de la conversion). Un pas d'échantillonnage (0,1 ms) très inférieur à celui des données sismiques (2 ms en général) a été choisi afin d'avoir une grande précision lors du filtrage. Une fois le filtrage effectué, on se ramène à la résolution des données sismiques (en 10 général entre 4 et 2 ms) en sous échantillonnant les traces obtenues. 2- Le module inverse La figure 3 illustre les différentes étapes du module inverse. Cette section a pour objectif de présenter les différentes techniques utilisées lors du 15 processus d'optimisation: paramétrage, calcul des poids, formulation de la fonction objectif, techniques d'optimisation. A)- Détermination d'une opération de paramétrage des modèles géostatistiques L'opération de paramétrage des modèles géostatistiques est un point fondamental pour garantir le succès de la phase d'intégration des données dans les modèles géologiques. En effet, la mise à jour des modèles géologiques par les données dynamiques repose sur la résolution d'un problème inverse. Le choix des paramètres à caler apparaît dès lors comme essentiel pour rendre possible la minimisation de la fonction objectif, qui mesure l'écart entre les données observées sur le terrain et les résultats de simulation. Dans cet exemple, on utilise une méthode particulière pour générer et transformer des réalisations géostatistiques: il s'agit d'une combinaison de deux méthodes (FFT-MA [35] et déformations graduelles) développées à l'Institut Français du Pétrole qui sépare la génération du bruit blanc et l'imposition d'une fonction de covariance. On peut ainsi appliquer la méthode des déformations graduelles de façon locale ou globale [24, 25, 26]. Ce choix a été effectué pour des raisons de stabilité, de rapidité et de réduction du nombre de paramètres à considérer pour l'optimisation (alors égal au nombre de paramètres de déformations graduelles quelle que soit la taille du maillage). Une chaîne de déformation [36, 39, 40] est alors initiée à partir d'un nombre important de bruits blancs Gaussiens, chaque bruit blanc supplémentaire étant associé à un nouveau paramètre de déformation graduelle. Ceci permet d'explorer de manière plus large l'espace des bruits blancs. B)- Recalage du modèle pétro élastique après conversion profondeur/temps: "Squeeze / Stretch") Cette étape est d'une importance cruciale pour la cohérence des calculs. En effet, rien ne garantit que lors d'un processus de calage, la conversion Profondeur/Temps fournisse une carte de temps de trajet sur l'ensemble du réservoir identique à la référence. On dispose donc de deux jeux de données avec le même nombre de valeurs et sensés être échantillonnées de la même façon. Ce dernier point n'étant pas forcément vérifié, l'idée est de contraindre le temps de trajet sur l'ensemble duréservoir, après l'étape de conversion Profondeur/Temps. Lors du processus de calage, on génère un modèle géologique inexact, ce qui conduit à des vitesses sismiques inexactes (cf module direct) et par conséquent, un décalage en temps peut apparaître. Il devient alors nécessaire de contraindre l'épaisseur en temps du réservoir calculée pour la faire correspondre à celle de référence. Ainsi, on maintient les temps de trajet simulés proches des temps de trajet mesurés et il devient alors cohérent de comparer les impédances simulées avec les impédances de référence. C)- Définition d'une fonction objectif La mise à jour du modèle géologique par les données dynamiques dépend de la minimisation d'une fonction objectif mesurant l'erreur entre les données observées (données de production et de sismique 4D) et les résultats de simulation obtenus pour une valeur fixée des paramètres O. Plusieurs formulations sont envisageables mais celle au sens des moindres carrés est la plus couramment utilisée dans le domaine pétrolier. Dans le cas présent, la fonction objectif s'écrit de la façon suivante: 1 2 F(o)= 1 2 nbserie i=1 nbmesure j=1 avec: 2 obsj simur- (o) cri. / ^ o (01,... , on) le vecteur des paramètres de calage, ^ nbserie le nombre de séries, une série étant un type de données (par 5 ex. : Water Cut, Ip à TO,...), nbmi esure le nombre de mesures pour la série i, obs'; la j'ème donnée mesurée de la série i, ^ simuij (o) le résultat de simulation pour la jième donnée mesurée de la série i, ^ 6: la variance de la jreme donnée mesurée de la série i. Sous forme matricielle, on obtient: F(o) _ (Obs Sim(o))T C),,. (Obs Sim(o) ) (2.2) avec: ^ Obs le vecteur des données mesurées, ^ Sim le vecteur des résultats de simulation, ^ et C0bs la matrice de covariance pondérée (c'est une matrice diagonale). D)- Définition d'une technique d'optimisation Dans la boucle d'inversion, les algorithmes d'optimisation utilisés sont basés sur des méthodes de gradients [1,2,5,43,46], qui améliorent significativement les performances du processus. Les gradients fournissent directement une direction de descente après chaque simulation. Notons que ces méthodes d'optimisation convergent vers un optimum local proche de la valeur initiale des paramètres utilisés. Il est par conséquent judicieux d'ajuster les valeurs initiales aussi bien que possible et d'analyser l'influence du point de départ de l'optimisation, par exemple, en menant des études de sensibilité ou en procédant à une optimisation séquentielle. Diverses méthodes d'optimisation sont utilisées dans l'industrie pétrolière. A titre d'exemple, nous citerons la méthode de plus profonde descente, la méthode de Fletcher- Powell, la méthode de LevenbergMarquardt, la méthode de Gauss-Newton et la méthode BFGS. Les ouvrages de Chavent [13], Dennis [16] et Fletcher [20] consacrent un exposé 15 détaillé à ces méthodes. Les algorithmes d'optimisation non-linéaire permettent de calculer, selon un processus itératif, une valeur B p des paramètres B qui minimise la fonction objectif F que nous souhaitons optimiser, ce qui permettra un meilleur calage des données. L'itération (k+l) d'un tel algorithme a pour but de déterminer une nouvelle estimation des paramètres e selon le principe suivant: B(k+') = 9(k) +t(k)s(k) , ^ Calcul d'une direction: la direction s(k) est solution d'un problème linéarisé en B(k) . La formulation de ce problème repose sur les résultats de 10 simulation et sur fleurs dérivées par rapport à la paramétrisation, à savoir: Dle(k)) et aD(9(k ^ Recherche linéaire: le pas t(k) est calculé pour satisfaire la relation de descente: F(B(k) +t(k) s(k)) 18 REVENDICATIONS 1) Méthode permettant de prédire la production d'un réservoir souterrain, comportant la génération d'un modèle géologique paramétré à partir de mesures sismiques 5 en temps et de mesures de production, ledit modèle géologique étant mis à jour par un processus d'inversion, caractérisé en ce que la méthode comporte les étapes suivantes: a) on simule des données dynamiques de production à partir dudit modèle géologique et d'un simulateur d'écoulement; b) on simule un modèle pétro élastique en profondeur à partir dudit modèle 10 géologique et de ladite simulation d'écoulement; c) on détermine un modèle de conversion profondeur/temps. d) on convertit ledit modèle pétro élastique en temps; f) on optimise ledit modèle géologique en comparant, à l'aide d'une fonction objectif, lesdites mesures de production et de sismiques en temps audites réponses en 15 production et audits attributs sismiques en temps simulées en mettant à jours au moins le modèle de conversion profondeur/temps; g) on recommence à l'étape a) jusqu'à obtenir un minimum pour la fonction objectif. h) on prédit la production dudit réservoir souterrain à partir de simulation 20 d'écoulement réalisées à partir dudit modèle géologique optimisée. 2) Méthode selon la revendication 1, dans laquelle ledit modèle pétro élastique en temps est ajusté par correction d'un décalage induit par la conversion profondeur/temps. 3) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle les données dynamiques sont des données de production du réservoir, de pression et de saturation. 4) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle ledit modèle pétro-élastique comporte des données issues de sismique 4D.