FR 2923052 A1 20090501 FR 0707704 A 20071031 10 La présente invention concerne le domaine de l'optimisation de l'exploitation d'un champ d'hydrocarbure, tels que des réservoirs pétroliers ou gaziers, à terre ou en mer. L'optimisation de l'exploitation d'un réservoir souterrain d'hydrocarbures, consiste à minimiser les coûts de production, et/ou maximiser le volume de production sur une période donnée. 15 Dans ce cadre d'optimisation, de nombreuses techniques ont été développées par les industriels. On peut distinguer deux types de méthodes : celles dédiées à la production au sens large, et celle dédiée à la connaissance du réservoir. Ce dernier type de méthodes, consiste essentiellement à acquérir des données permettant de mieux caractériser le réservoir, afin d'optimiser les paramètres du premier type de méthodes. On peut par exemple citer le cas de 20 la sismique répétitive, dite 4D, utilisée dans l'industrie pétrolière. Une telle technique consiste à réaliser différentes campagnes sismiques, à des moments différents (en général les campagnes sont espacées d'au moins une année). Ainsi, le spécialiste peut suivre l'évolution des fluides du réservoir en production. Il peut par exemple définir les meilleurs schémas de production en implantant au mieux ses puits, de façon à augmenter la récupération des 25 réserves du champ, réduire les erreurs et les incertitudes de prévision de production, réduire les coûts de développement du champ. Cependant, ces techniques sont coûteuses, et leurs effets ne sont pas toujours ceux escomptés, surtout pour les techniques dédiées à la connaissance du réservoir. En effet, l'impact direct sur la production ou le coût de production de ce type de technologie n'est pas 30 immédiat, et difficile à estimer. Par exemple, une technologie, telle que la sismique 4D, peut 1 s'avérer très intéressante pour la connaissance des niveaux réservoirs de certains champs, dans certains contextes géologiques, mais tout à fait inefficace pour d'autres champs, et ceci pour de multiples raisons pas toujours évidentes. L'utilisation d'une technique pour optimiser un réservoir engendre alors un coût qui peut s'avérer sans intérêt. On pense principalement aux champs nécessitant un suivi accru, tels que les champs matures de mer du Nord et aux champs situés à grande profondeur d'eau du Golfe du Mexique qui donnent des résultats d'imagerie sismique perturbés par la présence de niveaux salifères. Il apparaît donc indispensable, d'intégrer une évaluation quantitative de l'impact de l'application d'une technologie visant à une meilleure production d'un champ d'huile ou de gaz. État de la technique Les techniques, dites d'� exploration - production �, utilisées pour optimiser l'exploitation d'un réservoir, sont utilisées empiriquement en fonction des pratiques de chaque métier, et les facteurs limitatifs sont le plus souvent les coûts et les délais. Il n'y a pas, faute de quantification, de prise en compte des gains futurs induits par la technologie. On ne trouve pas actuellement, dans l'industrie pétrolière, de méthodologie proposant une évaluation technique et économique quantitative de l'impact de l'application d'une technologie. Les industriels utilisent dans la pratique une approche purement financière, de calcul de la rentabilité d'un projet, sans prendre en compte la réduction de coût ou l'augmentation des réserves associés à l'utilisation de la technologie.. La méthode selon l'invention Ainsi, l'objet de l'invention est une méthode pour optimiser l'exploitation de champs d'hydrocarbures, dans laquelle on réalise une évaluation technique et économique quantitative de l'impact de l'application de technologies. La méthode comporte les étapes suivantes : - on construit une base de données comportant au moins un historique des coûts et des volumes de production pour différents champs d'hydrocarbures, sur au moins un desquels une technologie a été appliquée ; - on définit une relation permettant d'estimer un rapport du cumul des coûts de développement Cc sur le cumul de la production d'hydrocarbures Pc, au cours du temps, à partir de données issues de la base de données ; - on utilise ladite relation pour calculer des paramètres qui quantifient un impact, en 5 terme de coût et de production, de l'application de ladite technologie sur ledit champ à optimiser ; - on définit un schéma de développement dudit champ, à partir desdits paramètres de quantification, et on applique ledit schéma pour optimiser l'exploitation dudit champ d'hydrocarbures. On peut définir la relation, en n'utilisant que des données provenant de champs ayant des propriétés similaires, ou en n'utilisant que des données provenant d'un même champ. On peut évaluer au moins un des six paramètres de quantification suivants : a. un temps de retard entre l'application de la technologie et son premier impact ; 15 b. une durée de l'impact de l'application de la technologie ; c. une fréquence optimale de répétition de l'application de la technologie ; d. un gain sur les coûts de développement de l'application de la technologie ; e. un gain de production de l'application de la technologie ; f. une réduction d'erreurs et d'incertitudes de prédiction de production. 20 Selon un mode préféré de réalisation, la technologie est une technologie d'acquisition de données dédiée à la connaissance du champ d'hydrocarbures. Il peut s'agir d'une des technologies suivantes : une méthode de sismique répétitive, une méthode électromagnétique, une méthode de migration profondeur. D'autres caractéristiques et avantages de la méthode selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant à la figure annexée et décrite ci-après. 10 25 Présentation succincte des figures La figure 1 représente l'évolution du rapport Cc/Pc en fonction du temps sans application de le technologie (Cl), avec application (C2), ainsi que les dérivées de ces deux courbes. Description détaillée de la méthode La méthode selon l'invention permet d'optimiser l'exploitation de champs d'hydrocarbures, en réalisant une évaluation technique et économique quantitative de l'impact de l'application de technologies. 10 La méthode est applicable à toutes technologies d'exploration ù production, qu'elles nécessitent ou non une acquisition ou un traitement de données spécifiques. Bien que décrite dans le cadre de la sismique 4D, la méthode pourrait s'appliquer pour évaluer quantitativement les apports de la sismique de puits (PSV, Walkaway, Seismic While Drilling), des méthodes électromagnétiques (Controlled Source Electro Magnetic ), de 15 migration profondeur (Pre Stack Depth Migration). On peut en effet, par analogie, faire le même type d'évaluation pour les autres technologies utilisées en Exploration et Production, car toutes ces techniques ont pour but, l'amélioration de la connaissance du champ et donc la production des réserves d'huile et de gaz associées. La sismique 4D, grâce aux progrès réalisés dans l'acquisition et le traitement des 20 données, permet désormais de suivre le mouvement des fluides dans les couches géologiques en production au fil du temps. C'est un outil d'appréciation essentiel pour décider de l'emplacement de puits additionnels, permettant ainsi d'améliorer la récupération finale. Ainsi, selon un exemple particulier de réalisation, on évalue les effets que peuvent avoir des campagnes sismiques répétées (4D) sur un champ d'huile ou de gaz, notamment au niveau 25 de l'augmentation des réserves du champ, de la réduction des erreurs de prédiction de la production, de la réduction des coûts de développement et de l'ampleur et la durée de l'impact technico-économique dans le temps. La méthode comporte les étapes suivantes : 1- Construction d'une base de donnée 30 2- Choix d'un modèle économétrique 45 3- Modélisation économétrique 4- Détermination de paramètres quantifiant l'effet de la technologie 5- Optimisation de l'exploitation du champ d'hydrocarbures 1- Construction d'une base de donnée La première étape consiste à construire une base de données comportant un historique des coûts et volumes de production pour différents champs d'hydrocarbure. Au moins un champ ayant déjà bénéficié de la technologie est nécessaire. Les dates auxquelles la technologie étudiée a été appliquée sur un champ constituent aussi une série temporelle entrée dans le modèle. En somme, la base se constitue des données suivantes : Champs Coûts Volumes de Dates Types de champ d'application de production la technologie Chaque colonne constitue une information, appelée � série temporelle �. La dernière série temporelle, � Type de champ � permet de regrouper certains champs ayant des caractéristiques communes. Il peut s'agit de définir la géologie, la localisation du champ, le type de fluide contenu dans le champ, la phase de production, ... Selon un mode de réalisation, les données concernant l'évolution des coûts et volumes de production en fonction du temps sont mélangées. C'est-à-dire que la distinction en fonction du champ n'est pas prise en compte. Ceci permet de bénéficier d'un grand nombre de données pour estimer un modèle global. En revanche, ces données risques de ne pas être corrélées entre elles. En effet, l'effet de l'application d'une technologie est lié aux caractéristiques du champ, que ce soit la géologie ou le type de fluide : gaz ou pétrole. Ainsi, selon un second mode de réalisation, on travaille sur des collections de champs d'huile et/ou de gaz ayant les mêmes propriétés, par exemple appartenant à une même région géographique et/ou ayant un même contexte géologique. Pour ce faire, on réalise une classification des données en classes homogènes. Une technique classique pour réaliser ce genre de classification est l'analyse en composante principale (ACP), bien connue des spécialistes. On peut utiliser les informations � type de champ � pour réaliser cette analyse. Selon un autre mode de réalisation, on peut pousser la distinction, en n'utilisant que les données provenant d'un même champ. On travaille alors champ par champ. Les séries temporelles communément utilisées dans une base de données historique sont : les coûts d'investissement, les coûts opératoires, les coûts de forage, les volumes produits d'huile et de gaz. Pour la sismique 4D, la série temporelle d'application de la technologie contient la date de la campagne de référence (� baseline survey �) et les dates des campagnes répétées (� monitor surveys �) ainsi que le type précis de technologie acquisition et de traitement (OBC, multi streamer, micro sismique, ...) 2- Choix d'un modèle économétrique Selon l'invention, on choisit de construire un modèle définissant une relation permettant d'estimer le rapport du cumul des coûts de développement CC sur le cumul de la production 15 d'hydrocarbures Pe, en fonction, soit du temps t, soit du cumul de la production P,. Les coûts de développement du champ pris en compte peuvent être les investissements (CAPEX), les coûts opératoires (OPEX), les coûts de forages (DC), ou tout autre subdivision de ces coûts. Ces coûts sont actualisés avant le calcul de leur cumul. Un choix de taux d'actualisation s'impose donc. 20 Par exemple, dans le cadre de l'application de technologie de sismique 4D, les coûts de forage (� drilling costs �) donnent a priori les meilleurs résultats. La sismique 4D visant à une meilleure connaissance du champ et du réservoir à produire, elle permet d'optimiser les opérations de forage et donc les coûts de forage associés en ciblant les meilleures zones à exploiter. 25 Concernant la production en volume par unité de temps du champ, elle peut être la production d'huile et/ou de gaz ou la somme des deux, exprimée en baril équivalent pétrole. Ces volumes sont actualisés avant le calcul de ]leur cumul, un prix du baril unité est pris par simplification, seul un facteur d'actualisation est utilisé pour la valorisation de la production. Selon l'invention, on considère que le rapport du cumul des coûts de développement CC 30 sur le cumul de la production P,, est une courbe en forme de � J �, décroissante avec le temps t et le cumul de la production P~. La relation peut ainsi être choisie selon l'équation suivante : C° = f (x) avec x = t ou x = P~ On peut affiner cette relation en soustrayant une courbe du même type, mais décalée sur l'axe des abscisses de St, (ou b7',; ), à chaque application de la technologie (ici la sismique 4D). La relation définissant le modèle économétrique peut donc être choisie de la forme 5 suivante : Cc a û ol + et Avec : i indice temporel correspondant généralement à un compteur annuel 6ti = 0 pour les années avant application de la technologie 10 Sti = 1 : pour les années où l'effet de la technologie intervient ol et oz : deux constantes en abscisse et et c2 : deux constantes en ordonnée a et b : deux exposants réels proche de 1 a et fi : deux coefficients réels d'amplitude 15 3- Modélisation économétrique Pour pouvoir réaliser une modélisation, il est nécessaire de définir les paramètres du modèle précédemment défini. Il faut donc déterminer l'ensemble des paramètres inconnus à partir des données de champ issues de la base de données. 20 Une technique de régression peut par exemple être utilisée de façon à ajuster au mieux le modèle aux données de la base. Plusieurs variantes sont possibles pour la définition du modèle, en fonction de la définition de la base choisie. La régression peut se faire par panel sur l'ensemble des champs, ou sur une classe homogène de champs, ou champ par champ. Dans ce dernier cas, une étape supplémentaire d'examen de la distribution des coefficients de la régression permet de sélectionner les valeurs les plus significatives et appropriées pour la modélisation de l'ensemble des champs. La définition du modèle (�modélisation économétrique �) permet ainsi de définir les coefficients a, A, a, b, ol, o2, cl, et c2 optimaux par rapport aux données issues de la base. Elle se fait communément par la méthode des moindres carrés ordinaires (MCO), mais rien n'exclue d'utiliser d'autres méthodes mathématiques plus sophistiquées. 4-Détermination deparamètres quantifiant l'effet de la technologie A partir de ce modèle, on quantifie l'impact de l'utilisation d'une technologie employée sur un champ d'hydrocarbure. Selon notre exemple, on souhaite quantifier l'impact de l'utilisation d'une sismique 4D. Pour cette étape de quantification, on définit des paramètres qui quantifient des effets de l'utilisation de la sismique 4D. Le but de cette quantification est d'optimiser l'exploitation du réservoir. Selon un mode de réalisation, on définit au moins un des six paramètres de quantification des effets suivants : a. le temps de retard entre l'application de la technologie et son premier effet (l'impact) b. la durée de l'effet de l'application de la technologie c. la fréquence optimale de répétition de l'application de la technologie d. le gain financier de l'application de la technologie e. le gain de production de l'application de la technologie f. la réduction des erreurs et incertitudes de prédiction de production La figure 1 montre l'impact de l'application d'une technologie à la date son effet différé en io et la fin de son impact en if. La courbe Cl correspond à l'évolution dans le temps du rapport Cc/Pc. Sans application de la technologie, Cc/Pc suivrait à partir de io la courbe C2. Les courbes C3 et C4 sont les courbes représentant les dérivées des deux précédentes courbes. Elles permettent de détecter le début et la fin d'impact de la technologie. L'instant présent est noté : ti. L'offset (Off) correspond à la différence entre et et c2. Il s'agit de l'écart, en ordonnée, entre la courbe Cl et la courbe C2. Cette différence correspond à la différence de coût, à un instant donné, escomptée en appliquant la technologie. Le temps de retard de l'impact (TRI) On se propose d'estimer le temps de retard entre l'application de la technologie et son effet sur la production. Cet effet se matérialise généralement au bout de quelques années (par exemple deux ans dans le cas de la sismique 4D en mer du Nord). Ce retard varie en fonction des zones géographiques et des technologies. L'estimation du temps de retard de l'impact sur la production se fait en scannant différents temps de retard possible. On sélectionne ainsi un certain nombre de temps de retard, et l'on introduit, au niveau de la modélisation (régression), une série de variables factices ("dummy"). Généralement trois à quatre variables, représentant un impact retardé de 0, 1, 2 ou 3 ans, sont suffisantes. Ce nombre de variable est éventuellement adapté en fonction de l'ordre de grandeur attendu pour le temps de retard. On obtient ainsi un modèle de la forme suivante : ù 8t;+ 1 C, a ( /1 1 P~ (P o,+cl -8t;. ù)a ùC2)b +c2 ) i /3 b +C2 (Po -02) / Le découpage en temps (échantillonnage temporel) est annuel, mais rien n'interdit de travailler à un pas plus fin (mois ou jour) ou plus élevé (multiple d'années) en fonction de la technologie et de la rapidité de l'effet attendu. Il est par contre fort peu probable d'avoir des effets instantanés, au mieux le temps de retard est égal au pas d'échantillonnage temporel. Le temps de retard de l'impact (TRI) est donné par la différence entre la date de début de l'impact sur la production (io) et la date d'application de la technologie (is) TRI = io ù is La valeur de io est donnée par l'utilisateur. La valeur de is correspond au temps où le signe de la dérivée seconde en temps du rapport CC/PC s'inverse (voir figure 1). La durée de l'impact (DI) La durée de l'impact (DI) est donnée par la différence entre la date de fin de l'impact sur la production (if) et la date de début de l'impact sur la production (io) : DI=ir -- io La valeur de if correspond au temps où la dérivée en temps du rapport CLIP, est inférieure à un seuil e, défini par l'utilisateur et proche de zéro. La fréquence optimale de répétition (FOR) Il s'agit d'évaluer la fréquence optimale de répétition de la technologie pour conserver et propager dans le temps l'effet de la technologie. Cette fréquence optimale est fonction de l'inverse de la durée de l'impact : FOR = r - -- r DI if ùio Le coefficient r est un réel optimisant économiquement les dépenses liées à la technologie par rapport aux gains financiers générés. La somme des r dépenses d'investissement et de coût opératoire actualisées dans le temps doit être inférieur au gain économique apporté par la technologie. Ce coefficient r peut être dans une première approche égal à un. Le gain économique de l'application de la technologie (GE) Il s'agit d'évaluer le gain économique apporté par la technologie. Ce gain économique apporté par la technologie à une date tt est le produit de la différence des deux offsets et et c2 par le cumul de la production restant à produire à la date t1 : GE=Off.(ReùPc,)_(elùc2).(ReùPQ) Avec Re les réserves estimées à la date tt et Off la différence entre et et c2. Il s'agit de l'écart, en ordonnée, entre la courbe CI et la courbe C2. Cette différence correspond à la différence de coût, à un instant donné, escomptée en appliquant la technologie. 10 Pour un nombre n d'applications de la technologie à différentes dates tt, le gain total est la somme des gains individuels dus à chaque application de la technologie. Ce gain économique est en fait la réduction de coût (généralement exprimée en dollar par baril) apportée par la technologie. Il vient de la baisse du rapport C,/P, observée après le délai (io ù is) entre l'application de la technologie et son effet. Le gain de production de l'application de la technologie (GP) Il s'agit d'évaluer les réserves complémentaires que l'on pourra produire en utilisant cette technologie en ne faisant aucune hypothèse sur les réserves estimées Re. Sur le long terme, l'investissement cumulé Q peut être considéré comme n'évoluant plus, le coût additionnel de développement du champ étant mineur par rapport aux montants déjà investis. La baisse du rapport Cc/P, correspond alors à l'augmentation de la production cumulée P, induite par l'application de la technologie, c'est-à-dire à l'augmentation des réserves GP d'huile et de gaz pouvant être produites. Pour un nombre n d'applications de la technologie, l'augmentation de réserves est : GP = [ 1 + (c2 cJ) /cI]-". P,(tj) La réduction des erreurs de prédiction de production (RE) On peut également calculer la réduction d'incertitude sur les prévisions de production apportée par l'application de la technologie. Ce calcul se fait à partir des historiques de production de la base de données entrée. On comptabilise les écarts de production d'huile et de gaz avant et après application de la technologie. Le calcul peut se faire sur une, deux ou plusieurs années de décalage par rapport à la date d'application de la technologie. Le calcul se fait en moyennant sur l'ensemble des champs de la classe homogène. On constate en pratique une baisse statistique des erreurs de prédiction de production de champ expliquée par la connaissance supplémentaire du champ apportée par la technologie. Une autre façon de faire, et d'examiner l'écart type de la variable production des champs sur des échantillons constitués de champs avec application de la technologie et de champs sans application de la technologie. On peut par exemple pratiquer des tests statistiques de comparaison et aussi examiner l'évolution de l'écart type de la production avec le temps (test de sigma convergence). 5- Optimisation de l'exploitation du champ d'hydrocarbures La quantification de l'impact de diverses technologies, par une modélisation économétrique et l'estimation de paramètres de quantification, permet aux pétroliers et aux contracteurs d'optimiser d'un point de vue technique et économique leurs développements de champs. En effet, ils peuvent définir si une technologie aura un impact ou non, si oui à quel moment elle doit intervenir, à quelle fréquence elle doit être utilisée, les gains de production et les économies réalisables. De plus, les spécialistes peuvent réduire les incertitudes sur leurs estimations. Tout ceci converge vers la définition et l'application d'un schéma de développement de champ optimal, c'est-à-dire un schéma permettant de maximiser la production d'hydrocarbures tout en minimisant les coûts de développement.15 REVENDICATIONS 1. Méthode pour optimiser l'exploitation d'un champ d'hydrocarbures, caractérisée en ce qu'elle comporte les étapes suivantes : A- on sélectionne au moins une des technologies suivantes : une méthode de sismique répétitive, une méthode électromagnétique, une méthode de migration profondeur. B- on quantifie un impact, en terme de coût et de production, de l'application de ladite technologie sur ledit champ à optimiser, en réalisant les étapes suivantes : on construit une base de données comportant au moins les paramètres techniques suivants : un historique des coûts et des volumes de production pour différents champs d'hydrocarbures, sur au moins un desquels ladite technologie a été appliquée ; on définit une relation permettant d'estimer un rapport du cumul des coûts de développement C, sur le cumul de la production d'hydrocarbures P,, au cours du temps, à partir de données issues de la base de données ; on utilise ladite relation pour calculer des paramètres qui quantifient un impact, en terme de coût et de production, de l'application de ladite technologie sur ledit champ à optimiser ; C- on définit un schéma de développement dudit champ, à partir desdits paramètres de quantification, et D- on applique ledit schéma pour optimiser l'exploitation dudit champ d'hydrocarbures. 2. Méthode selon la revendication 1, dans laquelle on définit ladite relation, en n'utilisant que des données provenant de champs ayant des propriétés similaires. 3. Méthode selon la revendication 1, dans laquelle on définit ladite relation, en n'utilisant que des données provenant d'un même champ. 4. Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on évalue au moins un des six paramètres de quantification suivants : a. un temps de retard entre l'application de la technologie et son premier impact ; b. une durée de l'impact de l'application de la technologie ; c. une fréquence optimale de répétition de l'application de la technologie ; d. un gain sur les coûts de développement de l'application de la technologie ; e. un gain de production de l'application de la technologie ; f. une réduction d'erreurs et d'incertitudes de prédiction de production. 5. Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle ladite technologie est une technologie d'acquisition de données dédiée à la connaissance dudit champ d'hydrocarbures.