FR3058448A1

FR3058448A1 - Inclusion d'un flux de diffusion pour une simulation de reservoir a des fins de recuperation d'hydrocarbure

Info

Publication number: FR3058448A1
Application number: FR1759424A
Authority: FR
Inventors: Saeedeh Mohebbinia; Terry Wayne Wong
Original assignee: Landmark Graphics Corp
Current assignee: Landmark Graphics Corp
Priority date: 2016-11-08
Filing date: 2017-10-09
Publication date: 2018-05-11

Abstract

La présente invention concerne un procédé comprenant la sélection d'un modèle pour une simulation de récupération d'hydrocarbure à partir d'un réservoir ayant une pluralité de fractures lors de l'injection d'un gaz injecté dans la pluralité de fractures. La sélection du modèle comprend la détermination d'un rapport de flux entre une vitesse de convection et une vitesse de diffusion pour le réservoir, le fait de déterminer si le rapport de flux est inférieur à un seuil, et en réponse au rapport de flux inférieur au seuil, la sélection du modèle qui inclut une diffusion. La sélection du modèle comprend la mise en œuvre de la simulation de la récupération d'hydrocarbure à partir du réservoir sur la base du modèle.

Description

INCLUSION D’UN FLUX DE DIFFUSION POUR UNE SIMULATION DE RÉSERVOIR À DES FINS DE RÉCUPÉRATION D’HYDROCARBURE

CONTEXTE DE L'INVENTION

[0001] La présente invention concerne, d’une manière générale, le traitement de données à des fins de récupération d’hydrocarbure et, plus particulièrement, la simulation d’un réservoir à des fins de récupération d’hydrocarbure.

[0002] Les simulations de réservoir peuvent prédire le comportement des écoulements et des phases des fluides dans un réservoir pour prévoir les quantités de production et d’injection qui comprennent la récupération incrémentielle d’hydrocarbure, la nécessité d’un solvant miscible, l’efficacité de l’utilisation d’un solvant, etc. Les simulations de réservoir peuvent aider à évaluer les processus de récupération assistée du pétrole (EOR), comme l’injection d’un gaz et l’injection d’un produit chimique. En général, l’injection d’un gaz est une option prometteuse pour une EOR, en particulier pour les réservoirs fracturés, où il existe une grande zone de contact entre le gaz injecté et le fluide en place.

[0003] Lors des schémas de récupération par l’injection d’un gaz, un gaz sous pression ou un fluide peut être communiqué à partir d’un puits de forage dans le réservoir à haute pression, et le gaz sous pression déplace le pétrole à l’intérieur de la roche du réservoir. Le pétrole déplacé et le gaz injecté peuvent ensuite être produits dans des puits de forage de production. La construction d’un modèle fiable pour représenter ces processus nécessite des caractéristiques spéciales dans la simulation. Par exemple, la simulation peut nécessiter des modèles de diffusion moléculaire entre le gaz injecté à l’intérieur des fractures et les fluides stockés dans la roche du réservoir. Cependant, le calcul de la diffusion moléculaire est habituellement un processus coûteux et compliqué lors d’une simulation.

BREVE DESCRIPTION DES DESSINS

[0004] Les modes de réalisation de la divulgation peuvent être mieux compris en se référant aux dessins annexés.

[0005] La figure 1 représente un schéma d’un exemple de système de puits et d’un sous-système de calcul, selon certains modes de réalisation.

[0006] La figure 2 représente des tracés de récupération de pétrole à partir d’un réservoir de pétrole par rapport à un nombre de Péclet pour le réservoir de pétrole, selon certains modes de réalisation.

[0007] La figure 3 représente un schéma d’opérations pour l’inclusion sélective d’une diffusion dans une simulation d’une récupération projetée d’hydrocarbure à partir d’un réservoir de pétrole, selon certains modes de réalisation.

[0008] La figure 4 représente un exemple de dispositif informatique, selon certains modes de réalisation.

DESCRIPTION

[0009] La description qui suit comprend des systèmes, des procédés, des techniques et des déroulements de programme donnés en exemple, qui concrétisent les aspects de la divulgation. Cependant, il est entendu que la présente divulgation peut être mise en pratique sans ces détails spécifiques. Dans d’autres cas, des structures et techniques bien connues n’ont pas été présentées en détail afin de ne pas obscurcir la description.

[0010] Divers modes de réalisation concernent des simulations de récupération de pétrole à partir de réservoirs de pétrole. Certains modes de réalisation comprennent des opérations pour identifier le régime d’écoulement lors d’injections de gaz dans des milieux fracturés subissant un drainage de pétrole par gravité dans un réservoir de pétrole. Des opérations peuvent être mises en œuvre afin de déterminer si une diffusion moléculaire doit être prise en compte ou incluse dans la simulation pour une condition spécifiée de réservoir et de fluide. Par conséquent, ces simulations peuvent être utilisées pour prédire et optimiser la récupération du pétrole à partir de réservoirs de pétrole.

[0011] La diffusion moléculaire peut être un facteur important dans la récupération des hydrocarbures à partir de réservoirs fracturés et peut être particulièrement importante pour les injections de gaz dans les milieux fracturés à faible perméabilité, quand le drainage par gravité est inefficace. Le fait d’ignorer la diffusion dans des simulations peut conduire à sous-estimer la récupération des hydrocarbures. Sans la diffusion, le gaz injecté s’écoule principalement à travers les fractures, ce qui provoque une percée précoce. Cependant, un flux effectif (comprenant à la fois un flux de convection et un flux de diffusion) entre les fractures et la matrice peut être obtenu en raison des gradients compositionnels. Le fait de connaître l’importance d’un flux de diffusion par rapport à un flux de convection lors d’une injection de gaz peut être un facteur efficace pour prendre des décisions concernant la récupération des hydrocarbures à partir du réservoir. Le flux de convection peut être tellement dominant par rapport au flux de diffusion que l’inclusion de la diffusion dans un modèle utilisé lors d’une simulation de réservoir peut n’avoir qu’un impact marginal sur les résultats de la simulation. Dans certains modes de réalisation, le temps de calcul peut être conservé en changeant entre des modèles qui incluent ou excluent la diffusion sur la base du rapport entre le flux de convection et le flux de diffusion.

[0012] Dans certains modes de réalisation, un résultat de la simulation de réservoir peut être utilisé lors d’une opération réelle de récupération d’hydrocarbure. Par exemple, les emplacements d’un puits d’injection de gaz et/ou d’un puits de production peuvent être déterminés sur la base d’un résultat de la simulation de réservoir. En outre, le débit et/ou la composition d’un gaz d’injection à injecter dans le puits d’injection lors de l’opération de récupération d’hydrocarbure peuvent être basés sur un résultat de la simulation de réservoir.

Exemple de système [0001] La figure 1 représente un schéma d’un exemple de système de puits et d’un sous-système de calcul, selon certains modes de réalisation. Un système de puits 100 comprend un puits d’injection 102 et un puits de production 103 dans une région souterraine 104 sous la surface du sol 106. Le puits d’injection 102 et le puits de production 103 représentés sur la figure 1 sont représentés sous la forme de puits de forages verticaux. Cependant, certains modes de réalisation peuvent être incorporés dans des systèmes de puits qui comprennent n’importe quelle combinaison d’orientations pour un puits de forage choisies parmi une orientation horizontale, verticale, inclinée, incurvée ou autre. De plus, bien que seulement un puits d’injection et un puits de production soient représentés, le système de puits 100 peut comprendre un ou plusieurs puits de traitement, puits d’observation, puits de production supplémentaires, etc.

[0002] Le sous-système de calcul 110 peut comprendre un ou plusieurs dispositifs ou systèmes de calcul situés au niveau du puits d’injection 102 et du puits de production 103 ou à d’autres emplacements. Le sous-système de calcul 110 ou l’un quelconque de ses composants peut être situé à l’écart des autres composants représentés sur la figure 1. Par exemple, le sous-système de calcul 110 peut être situé dans un centre de traitement de données, une installation de calcul, ou un autre emplacement approprié. Le système de puits 100 peut comprendre des caractéristiques supplémentaires ou différentes, et les caractéristiques du système de puits 100 peuvent être agencées comme représenté sur la figure 1 ou selon une autre configuration.

[0003] La région souterraine 104 peut comprendre un réservoir qui contient des ressources d’hydrocarbure, comme du pétrole, du gaz naturel, ou autre. Par exemple, la région souterraine 104 peut comprendre tout ou partie d’une formation rocheuse (par exemple, du schiste, du charbon, du grès, du granité ou autres) qui contient du gaz naturel. La région souterraine 104 peut comprendre une roche naturellement fracturée ou des formations rocheuses naturelles qui ne sont pas fracturées à un degré significatif. La région souterraine 104 peut comprendre des formations étanches de gaz qui comprennent une roche peu perméable (par exemple, du schiste, du charbon, ou autre).

[0004] Le système de puits 100 représenté sur la figure 1 comprend un système d’injection 108. Le système d’injection 108 peut être utilisé pour effectuer un traitement par injection, moyennant quoi un gaz est injecté dans la région souterraine 104 dans le puits d’injection 102. Par exemple, le système d’injection 108 peut comprendre une pompe d’injection pour injecter un gaz de traitement dans la région souterraine 104 dans le puits d’injection 102. Par exemple, un procédé de déplacement par injection de gaz peut être appliqué à un unique emplacement d’injection ou à de multiples emplacements d’injection dans une zone souterraine, et le gaz peut être injecté pendant une unique période de temps ou pendant de multiples périodes de temps différentes. Dans certains cas, un schéma de récupération par injection de gaz peut utiliser de multiples emplacements différents d’injection de gaz dans un unique puits de forage, de multiples emplacements d’injection de gaz dans de multiple puits de forage différents, ou n’importe quelle combinaison appropriée de ceux-ci. De plus, le schéma de récupération par injection de gaz peut injecter un gaz à travers n’importe quel type approprié de puits de forage, comme par exemple des puits de forages verticaux, des puits de forage inclinés, des puits de forages horizontaux, des puits de forage incurvés, ou des combinaisons de ceux-ci et d’autres.

[0005] En réponse à l’injection d’un gaz de traitement dans le puits d’injection 102 et à cause de la gravité, les fluides du réservoir peuvent s’écouler dans le puits de production 103 par l’intermédiaire d’une conduite de production 162. Les fluides du réservoir peuvent ensuite être récupérés à partir du puits de production 103. Bien que cela ne soit pas représenté, le système de puits 100 peut également comprendre des systèmes de contrôle de production et des installations de surface pour récupérer et traiter les fluides du réservoir provenant du puits de production 103. Le système de puits 100 peut également comprendre des installations de séparation en surface, des pipelines, des installations de stockage, etc. pour ensuite traiter, stocker et transporter les fluides du réservoir récupérés à partir du puits de production 103. En outre, le système de puits 100 peut produire des fluides de réservoir et injecter un gaz à partir de multiples emplacements dans la zone souterraine. De plus, la production peut avoir lieu à n’importe quel moment avant, pendant ou après l’injection du gaz de traitement. La production peut également être réalisée à partir de multiples zones au sein du même puits de forage. En outre, bien que le système de puits 100 représente un unique puits de production, la production peut également avoir lieu à partir de n’importe quelle combinaison de puits verticaux, déviés et horizontaux.

[0006] Un gaz peut être fourni à partir d’un camion doté d’un compresseur, ou à partir d’un pipeline de gaz et d’installations à compresseur en surface. Le gaz de traitement peut être communiqué par l’intermédiaire du puits d’injection 102 à partir de la surface du sol 106 par une conduite d’injection 112 installée dans le puits d’injection 102. La conduite de production 162 et la conduite d’injection 112 peuvent comprendre un tubage cimenté contre la paroi du puits d’injection 102. Dans certaines mises en œuvre, tout ou partie du puits d’injection 102 peut être laissé ouvert, sans tubage. La conduite de production 162 et la conduite d’injection 112 peuvent comprendre un train de travail, un tube spiralé, un tuyau sectionné, ou d’autres types de conduite.

[0007] Le système d’injection 108 peut également comprendre des capteurs de surface et de fond de puits pour mesurer une pression, une vitesse, une température ou d’autres paramètres du traitement ou de la production. Par exemple, le système d’injection 108 peut comprendre des dispositifs de mesure de pression ou un autre équipement qui mesurent la pression dans le puits d’injection 102 au niveau ou à proximité de la surface du sol 106 ou à d’autres emplacements. Le système d’injection 108 peut comprendre des dispositifs de commande de pompe ou d’autres types de dispositifs de commande pour initier, arrêter, augmenter, diminuer ou commander d’une autre manière le pompage, ainsi que des dispositifs de commande pour sélectionner ou contrôler d’une autre manière un gaz pompé pendant le traitement par injection. Le système d’injection 108 peut comprendre un sous-système de contrôle du traitement par injection pour communiquer avec l’équipement afin de surveiller et de commander le traitement par injection.

[0008] La région souterraine 104 peut comprendre les fractures naturelles 151 à 156. En variante ou en plus, un traitement par injection de fluide peut également créer des fractures dans la région souterraine 104, ou stimuler davantage les fractures naturelles 151 à 156. Généralement, les fractures peuvent comprendre des fractures de n’importe quel type, nombre, longueur, forme, géométrie ou ouverture. Les fractures peuvent se prolonger dans n’importe quelle direction ou orientation, et elles peuvent être formées à de multiples étages ou intervalles, à différents moments ou simultanément. Les fractures peuvent se prolonger à travers une roche naturellement fracturée, des régions de roche non fracturée, ou les deux. Les fractures peuvent également être reliées aux systèmes de production et peuvent être la principale conduite pour la production à partir du réservoir vers les puits de forage de production.

[0009] Dans certaines mises en œuvre, le sous-système de calcul 110 peut exécuter des instructions pour simuler le réservoir de pétrole dans le système de puits 100 lors d’opérations d’injection de gaz. Le sous-système de calcul 110 peut effectuer des simulations avant, pendant ou après le traitement par injection. Dans certaines mises en œuvre, le sous-système de contrôle du traitement par injection contrôle le traitement par injection sur la base de simulations réalisées par le sous-système de calcul 110. Par exemple, un programme de pompage ou d’autres aspects d’un plan d’injection de gaz peuvent être générés à l’avance sur la base de simulations réalisées par le sous-système de calcul 110. Comme autre exemple, le sous-système de contrôle du traitement par injection peut modifier, actualiser ou générer un plan d’injection de gaz sur la base de simulations réalisées par le sous-système de calcul 110 en temps réel pendant le traitement par injection. Dans certaines mises en œuvre, le sous-système de contrôle de production peut contrôler la production de puits existants, et le traitement de reconditionnement de puits existants, et le forage de nouveaux puits.

[0010] Dans certains cas, les simulations sont basées sur des données obtenues à partir du système de puits 100. Par exemple, des dispositifs de mesure de pression, des dispositifs de surveillance de débit, un équipement microsismique, des indicateurs de pente, ou un autre équipement prendre des mesures avant, pendant ou après un traitement par injection ; et le sous-système de calcul 110 peut effectuer la simulation compositionnelle du réservoir sur la base des données mesurées. Dans certains cas, le sous-système de contrôle du traitement par injection peut sélectionner ou modifier (par exemple, augmenter ou diminuer) les pressions des gaz, les densités des gaz, les compositions des gaz, ou d’autres paramètres de commande sur la base des données fournies par les simulations. Dans certains cas, les données fournies par les simulations peuvent être affichées en temps réel pendant le traitement par injection, par exemple pour un ingénieur ou un autre opérateur du système de puits 100.

Exemple de système [0011] La figure 2 représente des tracés de récupération de pétrole à partir d’un réservoir de pétrole par rapport à un nombre de Péclet pour le réservoir de pétrole, selon certains modes de réalisation. Les tracés 200 peuvent montrer une relation entre la récupération du pétrole et un nombre de Péclet pour le réservoir de pétrole. Dans certains modes de réalisation, un nombre de Péclet est utilisé pour évaluer l’intensité relative des forces de convection et des forces de diffusion lors de l’injection d’un gaz dans un réservoir d’hydrocarbure fracturé avec un drainage par gravité comme force motrice pour la production du pétrole. Le nombre de Péclet peut être un rapport de flux et peut être défini sous la forme du rapport entre le flux de convection et le flux de diffusion et peut être déterminé sur la base d’une combinaison de divers paramètres physiques.

[0012] Le tracé 200 comprend le tracé externe 210 et le tracé inséré 250. Les deux tracés représentent le nombre de Péclet (Npe sur l’axe des x) par rapport au pourcentage incrémentiel de récupération de pétrole {Orec sur l’axe des y), les points de données pouvant être calculés pour différents ensembles de paramètres. Le tracé inséré 250 montre l’augmentation de la récupération du pétrole pour des valeurs plus basses du nombre de Péclet qui ne sont pas présentées sur le tracé externe 210.

[0013] La relation entre le nombre de Péclet et le pourcentage incrémentiel de récupération du pétrole peut être divisée en trois zones correspondant à trois régimes différents d’écoulement : la zone dominée par la diffusion 212, la zone de transition 214 et la zone dominée par la convection 216. La diffusion peut avoir un effet significatif sur la récupération du pétrole dans la zone dominée par la diffusion 212. Si le nombre de Péclet est dans la zone dominée par la diffusion 212, la diffusion dans la zone dominée par la diffusion devrait être incluse dans une simulation de réservoir. Les forces de Diffusion peuvent être en compétition avec les forces de convection et peuvent avoir essentiellement les mêmes effets sur la récupération du pétrole dans la zone de transition 214. Si le nombre de Péclet est dans la zone de transition 214, la diffusion dans la zone de transition 214 peut être incluse dans la simulation de réservoir. La diffusion est dominée par les forces de convection dans la zone dominée par la convection 216, où la diffusion peut avoir un effet marginal sur la récupération du pétrole. Si le nombre de Péclet est dans la zone dominée par la convection 216, la diffusion peut être exclue de la simulation de réservoir avec un impact minimal sur la récupération simulée du pétrole.

[0014] Dans certains modes de réalisation, les limites qui définissent la zone dominée par la diffusion 212, la zone de transition 214 et la zone dominée par la convection 216 peuvent varier. Par exemple, la zone dominée par la diffusion 216 peut comprendre toutes les combinaisons de paramètres qui pourraient donner un nombre de Péclet qui est inférieur ou égal à 0,2. La zone de transition 214 peut comprendre toutes les combinaisons de paramètres qui pourraient donner un nombre de Péclet qui est supérieur à 0,2 et inférieur à 5,0. La zone dominée par la convection peut comprendre toutes les combinaisons de paramètres qui pourraient donner un nombre de Péclet qui est supérieur ou égal à 5,0.

Exemple d’opérations [0015] La figure 3 représente un schéma d’opérations pour l’inclusion sélective d’une diffusion dans une simulation d’une récupération projetée d’hydrocarbure à partir d’un réservoir de pétrole, selon certains modes de réalisation. Les opérations du schéma 300 peuvent être exécutées par un logiciel, un micrologiciel, un matériel ou une combinaison de ceux-ci. Par exemple, en se référant à un exemple de dispositif informatique représenté sur la figure 4 (décrit plus en détail ci-dessous), un processeur peut exécuter des instructions afin de mettre en œuvre les opérations du schéma de procédé 300. Les opérations du schéma 300 peuvent être réalisées pendant n’importe quel nombre d’intervalles de temps dans un système de simulation de réservoir. Les opérations du schéma 300 commencent au bloc 302.

[0016] Au bloc 302, un nombre de Péclet pour un réservoir est déterminé.

La détermination du nombre de Péclet est basée, au moins en partie, sur une diffusivité maximale estimée du réservoir. Dans certains modes de réalisation, le nombre de Péclet peut être déterminé en utilisant l’équation 1. L’équation 1 comprend une équation pour déterminer le nombre de Péclet sur la base d’un ensemble de paramètres, où Npe est le nombre de Péclet, kpog est une différence entre la densité du pétrole et la densité du gaz, g est l’accélération de la pesanteur, Km est la perméabilité de la matrice, l est une longueur caractéristique du système, φη est la porosité de la matrice, H est la hauteur d’un bloc de matrice, μ0 est la viscosité du pétrole, et D est le coefficient de diffusion effectif (par exemple, un coefficient de diffusion moyen effectif) :

[0017] Comme le montre l’équation 1, les paramètres peuvent avoir des relations proportionnelles ou inverses avec le nombre de Péclet. Le tableau 1 présente les effets qu’une augmentation des paramètres sur le côté droit de l’équation 1 peut avoir sur le nombre de Péclet :

Tableau 1: Effet des différents paramètres sur le régime d’écoulement lors de l’injection d’un gaz dans des milieux fracturés [0018] Un bloc de matrice peut être défini comme étant une région stimulée de la roche/formation entre les fractures dans la simulation. Les dimensions du bloc de matrice peuvent être déterminées par un ensemble de distances entre une pluralité de fractures dans un réservoir. Par exemple, les dimensions d’un bloc de matrice peuvent comprendre une longueur x entre deux fractures dans la direction x, une longueury entre deux fractures dans la direction y, et une longueur z entre deux fractures dans la direction z. La détermination des valeurs des paramètres, tels que àpog, Km, φπι, et μ0 peut comprendre la recherche du paramètre dans un tableau de données, la résolution d’une équation empirique afin de déterminer le paramètre, la détermination du paramètre sur la base de données de capteur, la simulation d’expérience afin de déterminer des valeurs de paramètres, etc.

[0019] Dans certains modes de réalisation, des paramètres tels que l peuvent être basés sur la distance que les molécules parcourent à partir du centre des blocs de la matrice vers les fractures (c’est-à-dire, l’espacement des fractures). H est la hauteur effective du bloc de matrice sur laquelle les forces de convection dues au drainage par gravité sont calculées. La distance que les molécules parcourent vers les fractures peut être basée sur les dimensions du bloc de matrice. Dans certains modes de réalisation, H peut être égal à la longueur z entre deux fractures dans la direction z. En variante, //peut être différent de la longueur z entre deux fractures dans la direction z et représente une plus grande hauteur effective du bloc de matrice. La longueur caractéristique l peut être déterminée comme représenté dans l’équation 2, où L est la longueur d’un bloc de matrice dans la direction x, ly est la longueur d’un bloc de matrice dans la direction y, et lz est la longueur d’un bloc de matrice dans la direction z :

[0020] Le coefficient de diffusion effectif (c’est-à-dire D dans l’équation 1) peut être fonction de la pression, de la température et de la composition du mélange. Lors des injections de gaz, la composition des fluides peut changer continuellement. Dans certains modes de réalisation, la détermination de D peut comprendre la prise en compte de la composition des fluides lors de l’injection du gaz. Par exemple, pour déterminer D pour un gaz composé de méthane, d’éthane, de propane, de butane, et de sulfure d’hydrogène, D peut être déterminé par l’utilisation d’une équation empirique d’état (EOS).

[0021] Dans certains modes de réalisation, deux postulats peuvent être exploités afin de simplifier la détermination de la diffusivité effective lors de l’injection du gaz. Le premier postulat est que le coefficient de diffusion de la phase gazeuse est habituellement bien supérieur au coefficient de diffusion de la phase liquide au sein du réservoir. Un coefficient de diffusion plus élevé de la phase gazeuse peut signifier que l’écoulement diffusif maximum a lieu dans la phase gazeuse. Le second postulat est qu’un gaz/fluide nouvellement injecté peut remplacer la phase gazeuse au sein du réservoir. Le remplacement de la phase gazeuse au sein du réservoir par un gaz/fluide nouvellement injecté signifie que la composition du gaz se rapproche rapidement de celle du gaz/fluide injecté. Ces deux postulats permettent de supposer que la majeure partie de la diffusion se produit au niveau d’une phase gazeuse ayant une composition qui est à peu près celle de la composition du gaz/fluide injecté.

[0022] La supposition que la majeure partie de la diffusion se produit dans une phase gazeuse et que la composition de la phase est similaire à celle du gaz/fluide injecté peut être utilisée pour déterminer une relation pour les coefficients de diffusion de Stefan-Maxwell (SM). Cette relation peut devenir plus précise quand la composition d’un mélange se rapproche de celle d’un composant pur. La relation pour les coefficients de diffusion SM peut être représentée par l’équation 3, où Bfj* représente les coefficients de diffusion auxiliaires de Stephan-Maxwell et est le coefficient de diffusion à dilution infinie du composant i infiniment dilué dans le gaz injecté (c ’est-à-dire le composant 1) :

[0023] Les éléments de la matrice des coefficients de diffusion à dilution infinie peuvent être déterminés à partir des propriétés EOS dérivées de la mise en correspondance des expériences sur les fluides. Les coefficients de diffusion à dilution infinie entre un gaz injecté et d’autres hydrocarbures dans le pétrole peuvent être du même ordre de grandeur. Quand les coefficients de diffusion à dilution infinie sont du même ordre de grandeur, les éléments hors diagonale de la matrice, comme les termes de différence tels que

, peuvent donner un flux diffusif négligeable. Si les éléments hors diagonale de la matrice de coefficients de diffusion à dilution infinie donnent un flux diffusif négligeable, les calculs du flux en utilisant les éléments hors diagonale peuvent être ignorés. Ceci peut donner une approximation de l’équation 3 sous la forme de l’équation 4, dans laquelle à la fois la matrice comprenant les coefficients de diffusion SM auxiliaires et la matrice comprenant les coefficients de diffusion à dilution infinie sont des matrices diagonales :

[0024] Dans certains modes de réalisation, les propriétés d’un composant qui est abondant dans la phase de pétrole peuvent être utilisées pour obtenir une diffusivité maximale estimée à une température et pression moyennes du système de simulation de réservoir. Par exemple, si les composants les plus abondants dans les phases de gaz et de pétrole du système de simulation de réservoir sont respectivement les composants A et B, une valeur approchée de D peut être le coefficient de diffusion à dilution infinie du composant A infiniment dilué dans le composant B. Cette approximation peut être représentée dans l’équation 5, où D est le coefficient de diffusion effectif,

est la diffusivité maximale estimée, et les indices T et P indiquent que la diffusivité maximale estimée est déterminée à la température moyenne et à la pression moyenne du système de simulation de réservoir, respectivement : (5)

[0025]

peut être mesuré dans un laboratoire, estimé à partir de formules empiriques, déterminé à partir d’un tableau de données, ou déterminé à partir des résultats d’une simulation informatique. Dans certains modes de réalisation,

peut être déterminé à partir des paramètres EOS communs qui sont développés lors du processus normal de caractérisation des fluides d’un réservoir à partir de tests classiques effectués en laboratoire sur les fluides. Un processeur (par exemple, un logiciel s’exécutant sur celui-ci) peut être utilisé pour résoudre un EOS afin de déterminer

a été déterminé, le nombre de Péclet peut être déterminé en remplaçant D dans l’équation 4 par

afin de former l’approximation du nombre de Péclet représenté dans l’équation 6 :

[0026] Par conséquent, pour l’opération dans le bloc 302, un nombre de Péclet pour un réservoir peut être déterminé en utilisant l’équation 6 sur la base, en partie, d’une diffusivité maximale estimée.

[0027] Au bloc 304, il est déterminé si le nombre de Péclet est inférieur à un seuil. Le seuil peut être n’importe quelle valeur supérieure à un. Par exemple, le seuil peut être de 5,0. Le nombre de Péclet peut être utilisé avec un outil autonome pour estimer l’importance de la diffusion sur la récupération du pétrole pour une condition donnée de réservoir et les propriétés du gaz injecté. Le nombre de Péclet peut être particulièrement utile pour déterminer s’il faut inclure les calculs de diffusion dans les simulations des injections de gaz. Si le nombre de Péclet est inférieur à une valeur seuil, les opérations du schéma 300 se poursuivent au bloc 306. Autrement, les opérations du schéma 300 se poursuivent au bloc 308.

[0028] Au bloc 306, un modèle du réservoir qui inclut la diffusion est sélectionné. Comme décrit ci-dessus, la diffusion peut être ajoutée au modèle du réservoir de pétrole car la convection ne domine pas la diffusion. Par conséquent, la diffusion peut avoir un effet significatif sur la récupération du pétrole. Un réservoir de pétrole avec un effet significatif de la diffusion peut utiliser un modèle de flux qui peut être plus précis quand le modèle comprend un composant de convection et un composant de diffusion. Par exemple, un modèle avec un composant de convection et un composant de diffusion peut comprendre un modèle dans lequel le réservoir peut être séparé en un certain nombre de cellules de grille tridimensionnelle. Dans certains modes de réalisation, chaque face d’une cellule de grille satisfait les équations de convection-diffusion standards représentées par les équations 7, 8, et 9 où t est le temps, φ est la porosité, Pj est la densité de la phase j, Sj est la saturation de la phase j, Xij est la fraction en mole du composant i dans la phase j, est le vecteur de vitesse de la phase j, np est le nombre de phases, ne est le nombre de composants,/ÿ-est le flux diffusif du composant i dans la phase j, Qi est la source/puits du composant i, R est la constante universelle des gaz, T est la température en unité absolue, est le coefficient de diffusion de Stefan-Maxwell pour la paire de composants i et k dans la phase j, et pkj est le potentiel chimique du composant k dans la phase j, v est un champ de vitesse, et S est une source ou un puits du gaz :

et

[0029] Au bloc 308, un modèle du réservoir qui exclut la diffusion est sélectionné. Comme décrit ci-dessus, la diffusion peut être exclue du modèle du réservoir de pétrole car la convection domine la diffusion. Par conséquent, la diffusion peut avoir un effet négligeable sur la récupération du pétrole. Un réservoir de pétrole avec un effet négligeable de la diffusion peut utiliser un modèle de flux qui peut rester précis quand le modèle comprend un composant de convection et exclut un composant de diffusion. Par exemple, un modèle avec un composant de convection qui exclut un composant de diffusion peut comprendre un modèle dans lequel le réservoir peut être séparé en un certain nombre de cellules de grille tridimensionnelle. Dans certains modes de réalisation, chaque face d’une cellule de grille satisfait l’équation de convection standard représentée par l’équation 10 :

[0030] Au bloc 310, la récupération projetée d’hydrocarbure à partir du réservoir de pétrole est simulée sur la base du modèle du réservoir. Comme décrit ci-dessus, le modèle peut ou non comprendre la diffusion basée sur la valeur du nombre de Péclet pour le réservoir de pétrole. De plus, dans certains modes de réalisation, le nombre de Péclet peut être utilisé pour effectuer une analyse de sensibilité sur chaque paramètre rapporté dans le tableau 1. Cette analyse de sensibilité peut être utilisée pour optimiser les propriétés du gaz injecté et les caractéristiques du réservoir comme l’espacement des fractures ou la composition du gaz. Les opérations du schéma 300 sont terminées.

[0031] Dans certains modes de réalisation, les opérations et la sortie du schéma de procédé 300 peuvent être utilisées dans des opérations réelles d’injection de gaz ou dans une planification de localisation de puits pour une récupération réelle d’hydrocarbure. Par exemple, la modification de la composition gazeuse du gaz injecté peut modifier la diffusivité maximale estimée. La modification de la diffusivité maximale estimée entre une pluralité de compositions peut donner différentes récupérations estimées de pétrole. Dans certains modes de réalisation, la corrélation entre les paramètres opérationnels et la récupération estimée du pétrole peut être utilisée afin de déterminer les paramètres opérationnels optimaux. Par exemple, les paramètres opérationnels peuvent comprendre des paramètres contrôlables, tels que le programme d’injection du gaz, la vitesse d’injection du gaz, la composition d’un gaz injecté, la longueur caractéristique générée à partir d’un traitement de simulation de puits, etc. Le paramètre ou l’ensemble de paramètres qui donne une récupération estimée maximale de pétrole ou le taux le plus élevé de récupération estimée de pétrole peut être sélectionné en tant que paramètres opérationnels optimaux pour la récupération du pétrole au niveau d’un puits. Dans certains modes de réalisation, la corrélation entre les paramètres géologiques et la récupération estimée du pétrole peut être utilisée afin d’optimiser les emplacements où forer au moins un parmi un puits de production et un puits d’injection de gaz. Les paramètres géologiques peuvent comprendre la perméabilité de la matrice, la longueur caractéristique, la porosité de la matrice, etc. Par exemple, la sélection de différentes cellules de grille comme positions de puits de production ou positions de puits d’injection peut fournir différentes estimations de récupération de pétrole sur la base des paramètres géologiques au niveau ou à proximité de la cellule de grille. Une position optimale de puits de production ou une position optimale de puits d’injection peut être déterminée sur la base d’une récupération estimée maximale de pétrole.

Exemple de disnositif informatique [0032] La figure 4 représente un exemple de dispositif informatique, selon certains modes de réalisation. Le dispositif informatique représenté sur la figure 4 peut être un exemple d’au moins une partie du sous-système de calcul 110 représenté sur la figure 1. Le dispositif informatique comprend un processeur 401 (comprenant éventuellement de multiples processeurs, de multiples cœurs, de multiples nœuds et/ou implémentant un traitement en plusieurs unités d’exécution, etc.). Le dispositif informatique comprend une mémoire 407. La mémoire 407 peut être une mémoire système (par exemple, un ou plusieurs parmi un cache, une SRAM, une DRAM, une RAM zéro condensateur, une RAM à double transistor, une eDRAM, une RAM EDO, une RAM DDR, une EEPROM, une NRAM, une RRAM, une SONOS, une PRAM, etc.) ou l’une quelconque des réalisations possibles déjà décrites ci-dessus de supports lisibles par une machine.

[0033] Le dispositif informatique comprend également un stockage de données persistant 409. Le stockage de données persistant 409 peut être un lecteur de disque dur, tel qu’un dispositif de stockage magnétique. Le dispositif informatique comprend également un bus 403 (par exemple, PCI, ISA, PCI-Express, bus HyperTransport®, bus InfiniBand®, NuBus, etc.) et une interface réseau 405 (par exemple, une interface Fiber Channel, une interface Ethernet, une interface petit système informatique internet, une interface SONET, une interface sans fil, etc.).

[0034] Le dispositif informatique comprend également un simulateur 411. Le simulateur 411 peut exécuter n’importe laquelle des opérations, telles que décrites ci-dessus. L’une quelconque des fonctionnalités précédemment décrites peut être partiellement (ou entièrement) implémentées dans un matériel et/ou sur le processeur 401. Par exemple, la fonctionnalité peut être implémentée avec un circuit intégré spécifique d’une application, dans une logique implémentée dans le processeur 401, dans un coprocesseur sur un dispositif périphérique ou une carte, etc. En outre, les réalisations peuvent comprendre moins de composants ou des composants supplémentaires non illustrés sur la figure 4 (par exemple, des cartes vidéo, des cartes audio, des interfaces réseau supplémentaires, des dispositifs périphériques, etc.). Le processeur 401, l’interface réseau 405 et le stockage de données persistant 409 sont couplés au bus 403. Bien qu’illustrée comme étant couplée au bus 403, la mémoire 407 peut être couplée au processeur 401.

[0035] Le schéma est fourni pour faciliter la compréhension des illustrations et ne doit pas être utilisé pour limiter la portée des revendications. Le schéma représente un exemple d’opérations qui peuvent varier dans la portée des revendications. Des opérations supplémentaires peuvent être exécutées ; moins d’opérations peuvent être exécutées ; les opérations peuvent être exécutées en parallèle ; et les opérations peuvent être exécutées dans un ordre différent. Il sera compris qu’au moins certains des blocs des illustrations schématiques et/ou des schémas fonctionnels, et que des combinaisons de blocs sur les illustrations schématiques et/ou les schémas fonctionnels, peuvent être implémentés par un code de programme. Le code de programme peut être fourni à un processeur d’un ordinateur universel, d’un ordinateur spécialisé, ou d’une autre machine ou d’un autre appareil programmable.

[0036] Comme on le comprendra, les aspects de la divulgation peuvent être incarnés par un système, un procédé ou un code de programme/des instructions stockés sur un ou plusieurs supports lisibles par une machine. Par conséquent, les aspects peuvent prendre la forme d’un matériel, d’un logiciel (notamment un micrologiciel, un logiciel résident, un microcode, etc.), ou d’une combinaison d’aspects de type logiciel et matériel qui peuvent tous être généralement désignés dans le présent document par « circuit », « module » ou « système. » La fonctionnalité présentée sous la forme de modules/unités individuels dans les exemples d’illustrations peut être organisée différemment en fonction de l’un quelconque parmi une plate-forme (système d’exploitation et/ou matériel), un écosystème d’application, des interfaces, les préférences du programmeur, le langage de programmation, les préférences de l’administrateur, etc.

[0037] N’importe quelle combinaison d’un ou de plusieurs supports lisibles par une machine peut être utilisée ici. Le support lisible par une machine peut être un support de signaux lisible par une machine ou un support de stockage lisible par une machine. Un support de stockage lisible par une machine peut être, par exemple, mais sans s’y limiter, un système, un appareil ou un dispositif qui utilise l’une quelconque ou une combinaison parmi une technologie électronique, magnétique, optique, électromagnétique, infrarouge ou à semi-conducteur pour stocker un code de programme. Des exemples plus spécifiques (liste non exhaustive) de supports de stockage lisibles par une machine peuvent comprendre les suivants : une disquette portable, un disque dur, une mémoire vive (RAM), une mémoire morte (ROM), une mémoire morte reprogrammable (EPROM ou mémoire flash), un disque compact à mémoire morte portable (CD-ROM), un dispositif de stockage optique, un dispositif de stockage magnétique, ou n’importe quelle combinaison appropriée de ce qui précède. Dans le contexte du présent document, un support de stockage lisible par une machine peut être n’importe quel support tangible qui peut contenir ou stocker un programme destiné à être utilisé par ou en connexion avec un système, un appareil ou dispositif d’exécution d’instructions. Un support de stockage lisible par une machine n’est pas un support de signaux lisible par une machine.

[0038] Un support de signaux lisible par une machine peut comprendre un signal de données propagé contenant un code de programme lisible par une machine, par exemple dans une bande de base ou faisant partie d’une onde porteuse. Un tel signal propagé peut prendre diverses formes, notamment, mais sans s’y limiter, de type électromagnétique, optique, ou n’importe quelle combinaison appropriée de ceux-ci. Un support de signaux lisible par une machine peut être n’importe quel support lisible par une machine qui n’est pas un support de stockage lisible par une machine et qui peut communiquer, propager ou transporter un programme à des fins d’utilisation par ou en connexion avec un système, un appareil ou un dispositif d’exécution d’instructions.

[0039] Un code de programme porté sur un support lisible par une machine peut être transmis en utilisant n’importe quel support approprié, notamment, mais sans s’y limiter, sans fil, par une ligne câblée, par un câble de fibre optique, par RF, etc., ou n’importe quelle combinaison appropriée de ce qui précède. Un code de programme informatique pour mettre en œuvre des opérations pour les aspects de la divulgation peut être écrit dans n’importe quelle combinaison d’un ou de plusieurs langages de programmation, notamment un langage de programmation orienté objet, tel que le langage de programmation Java®, le C++ ou équivalents ; un langage de programmation dynamique, comme Python ; un langage de script, comme le langage de programmation Perl ou le langage de script PowerShell ; et les langages de programmation de procédure classiques, comme le langage de programmation « C » ou des langages de programmation similaires. Le code de programme peut être entièrement exécuté sur une machine autonome, peut être exécuté d’une manière répartie sur de multiples machines, et peut être exécuté sur une machine tout en fournissant des résultats à une autre machine et/ou en acceptant des entrées provenant d’une autre machine.

[0040] Le code de programme/les instructions peuvent également être stockés sur un support lisible par une machine qui peut diriger une machine pour qu’elle fonctionne d’une manière particulière, de façon que les instructions stockées sur le support lisible par une machine produisent un article de manufacture comprenant des instructions qui implémentent la fonction/l’action spécifiée dans le bloc ou les blocs du schéma de procédé et/ou du schéma fonctionnel.

[0041] Bien que les aspects de la divulgation soient décrits en se référant à diverses mises en œuvre et exploitations, il sera compris que ces aspects sont illustratifs et que la portée des revendications n’est pas limitée à celles-ci. Diverses variations, modifications, additions et améliorations sont possibles.

[0042] Plusieurs cas peuvent être fournis pour des composants, des opérations ou des structures décrits dans le document sous la forme d’un unique cas. Finalement, les frontières entre les divers composants, les diverses opérations et les diverses banques de données sont quelque peu arbitraires, et des opérations particulières sont illustrées dans le contexte de configurations illustratives spécifiques. D’autres allocations de fonctionnalité sont envisagées et peuvent entrer dans la portée de la divulgation. En général, des structures et une fonctionnalité présentées sous forme de composants séparés dans les exemples de configurations peuvent être implémentées sous la forme d’une structure combinée ou d’un composant combiné. De même, des structures et une fonctionnalité présentées sous forme d’un unique composant peuvent être implémentées sous la forme de composants séparés. Ces variations, modifications, additions et améliorations et d’autres peuvent tomber dans la portée de la divulgation.

Exemples de modes de réalisation [0043] Des exemples de modes de réalisation comprennent les suivants : [0044] Mode de réalisation 1 : Procédé comprenant : la sélection d’un modèle pour une simulation de récupération d’hydrocarbure à partir d’un réservoir ayant une pluralité de fractures lors de l’injection d’un gaz injecté dans la pluralité de fractures, dans lequel la sélection du modèle comprend, la détermination d’un rapport de flux entre une vitesse de convection et une vitesse de diffusion pour le réservoir ; le fait de déterminer si le rapport de flux est inférieur à un seuil ; et en réponse au rapport de flux inférieur au seuil, la sélection du modèle qui comprend une diffusion ; et la mise en œuvre de la simulation de la récupération d’hydrocarbure à partir du réservoir sur la base du modèle.

[0045] Mode de réalisation 2 : Procédé selon le mode de réalisation 1, dans lequel le rapport de flux est basé, au moins en partie, sur un coefficient de diffusion qui est assimilé à une diffusivité maximale estimée du réservoir.

[0046] Mode de réalisation 3 : Procédé selon les modes de réalisation 1 ou 2, dans lequel la sélection du modèle comprend : en réponse au rapport de flux qui est supérieur ou égal au seuil, l’exclusion de la diffusion de la modélisation.

[0047] Mode de réalisation 4 : Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation 1 à 3, dans lequel le rapport de flux augmente quand une distance entre la pluralité de fractures augmente.

[0048] Mode de réalisation 5 : Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation 1 à 4, comprenant en outre : le forage d’au moins un parmi un puits d’injection et un puits de production dans le réservoir à un emplacement qui est basé, au moins en partie, sur un résultat de la simulation.

[0049] Mode de réalisation 6 : Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation 1 à 5, comprenant en outre : l’injection du gaz injecté dans un puits d’injection à une vitesse qui est basée, au moins en partie, sur un résultat de la simulation.

[0050] Mode de réalisation 7 : Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation 1 à 6, comprenant en outre : l’injection du gaz injecté dans un puits d’injection, dans lequel une composition du gaz injecté est basée, au moins en partie, sur un résultat de la simulation.

[0051] Mode de réalisation 8 : Un ou plusieurs supports de stockage non transitoires lisibles par une machine comprenant un code de programme pour une simulation de récupération d’hydrocarbure, le code de programme servant à : créer un modèle pour une simulation de récupération d’hydrocarbure à partir d’un réservoir ayant une pluralité de fractures lors de l’injection d’un gaz injecté dans la pluralité de fractures, dans lequel le code de programme servant à créer le modèle comprend un code de programme servant à déterminer s’il faut inclure la diffusion dans le modèle, dans lequel le code de programme servant à déterminer s’il faut inclure la diffusion dans le modèle comprend un code de programme servant à déterminer un rapport de flux entre une vitesse de convection et une vitesse de diffusion pour le réservoir ; en réponse à une détermination que le rapport de flux est inférieur ou égal à un premier seuil de flux, définir le réservoir comme étant une zone dominée par la diffusion ; en réponse à une détermination que le rapport de flux est supérieur au premier seuil de flux et inférieur à un second seuil de flux, définir le réservoir comme étant une zone de transition ; en réponse à une détermination que le rapport de flux est supérieur ou égal au second seuil de flux, définir le réservoir comme étant une zone dominée par la convection ; et en réponse au réservoir défini comme étant au moins une parmi la zone dominée par la diffusion et la zone de transition, ajouter la diffusion au modèle ; et mettre en œuvre la simulation de la récupération d’hydrocarbure à partir du réservoir sur la base du modèle.

[0052] Mode de réalisation 9 : Un ou plusieurs supports de stockage non transitoires lisibles par une machine selon le mode de réalisation 8, dans lequel le code de programme servant à déterminer s’il faut inclure la diffusion dans le modèle comprend un code de programme servant à : en réponse au réservoir défini comme étant la zone dominée par la convection, l’élimination de la diffusion du modèle.

[0053] Mode de réalisation 10 : Un ou plusieurs supports de stockage non transitoires lisibles par une machine selon les modes de réalisation 8 ou 9, dans lequel le rapport de flux augmente quand une distance entre la pluralité de fractures augmente.

[0054] Mode de réalisation 11 : Un ou plusieurs supports de stockage non transitoires lisibles par une machine selon l’un quelconque des modes de réalisation 8 à 10, dans lequel le rapport de flux diminue quand au moins une des suivantes augmente : une porosité de la matrice du réservoir, et une viscosité du pétrole dans le réservoir.

[0055] Mode de réalisation 12 : Un ou plusieurs supports de stockage non transitoires lisibles par une machine selon l’un quelconque des modes de réalisation 8 à 11, comprenant en outre un code de programme servant à : déterminer un emplacement pour forer au moins un parmi un puits d’injection et un puits de production dans le réservoir à des fins de récupération d’hydrocarbure sur la base, au moins en partie, d’un résultat de la simulation.

[0056] Mode de réalisation 13 : Un ou plusieurs supports de stockage non transitoires lisibles par une machine selon l’un quelconque des modes de réalisation 8 à 12, comprenant en outre un code de programme servant à : déterminer sur la base, au moins en partie, d’un résultat de la simulation, une vitesse d’injection du gaz injecté dans un puits d’injection pour récupérer des hydrocarbures à partir du réservoir par l’intermédiaire d’un puits de production.

[0057] Mode de réalisation 14 : Un ou plusieurs supports de stockage non transitoires lisibles par une machine selon l’un quelconque des modes de réalisation 8 à 13, comprenant en outre un code de programme servant à : déterminer sur la base, au moins en partie, d’un résultat de la simulation, une composition du gaz injecté à injecter dans un puits d’injection pour récupérer des hydrocarbures à partir du réservoir par l’intermédiaire d’un puits de production.

[0058] Mode de réalisation 15 : Un système comprenant : un processeur ; et un support lisible par une machine ayant un code de programme exécutable par le processeur pour amener le processeur à créer un modèle pour une simulation de récupération d’hydrocarbure à partir d’un réservoir ayant une pluralité de fractures lors de l’injection d’un gaz injecté dans la pluralité de fractures, dans lequel le code de programme exécutable par le processeur pour amener le processeur à créer le modèle comprend un code de programme exécutable par le processeur pour amener le processeur à déterminer s’il faut inclure la diffusion dans le modèle, dans lequel le code de programme exécutable par le processeur pour amener le processeur à déterminer s’il faut inclure la diffusion dans le modèle comprend un code de programme exécutable par le processeur pour amener le processeur à déterminer un rapport de flux entre une vitesse de convection et une vitesse de diffusion pour le réservoir ; déterminer si le rapport de flux est inférieur à un seuil ; et en réponse au rapport de flux inférieur au seuil, ajouter la diffusion au modèle ; et mettre en œuvre la simulation de la récupération d’hydrocarbure à partir du réservoir sur la base du modèle.

[0059] Mode de réalisation 16 : Un système selon le mode de réalisation 15, dans lequel le rapport de flux est basé, au moins en partie, sur un coefficient de diffusion qui est assimilé à une diffusivité maximale estimée du réservoir.

[0060] Mode de réalisation 17 : Un système selon les modes de réalisation 15 ou 16, dans lequel le code de programme exécutable par le processeur pour amener le processeur à déterminer s’il faut inclure la diffusion pour la modélisation comprend un code de programme exécutable par le processeur pour amener le processeur à : en réponse au rapport de flux qui est supérieur ou égal au seuil, exclure la diffusion de la modélisation.

[0061] Mode de réalisation 18 : Un système selon l’un quelconque des modes de réalisation 15 à 17, dans lequel le rapport de flux augmente quand une distance entre la pluralité de fractures augmente, et dans lequel le rapport de flux diminue quand au moins une des suivantes augmente : une porosité de la matrice du réservoir, et une viscosité du pétrole dans le réservoir.

[0062] Mode de réalisation 19 : Un système selon l’un quelconque des modes de réalisation 15 à 18, dans lequel le code de programme comprend un code de programme exécutable par le processeur pour amener le processeur à : déterminer un emplacement pour forer au moins un parmi un puits d’injection et un puits de production dans le réservoir à des fins de récupération d’hydrocarbure sur la base, au moins en partie, d’un résultat de la simulation.

Mode de réalisation 20 : Un système selon l’un quelconque des modes de réalisation 15 à 19, comprenant en outre : une pompe d’injection pour introduire le gaz injecté à un débit dans le puits d’injection afin de produire des hydrocarbures à partir du réservoir, dans lequel le débit et une composition du gaz injecté sont basés, au moins en partie, sur le résultat de la simulation.

Claims

REVENIDICATIONS

1. Procédé comprenant : la sélection d’un modèle pour une simulation de récupération d’hydrocarbure à partir d’un réservoir ayant une pluralité de fractures lors de l’injection d’un gaz injecté dans la pluralité de fractures, dans lequel la sélection du modèle comprend : la détermination d'un rapport de flux entre une vitesse de convection et une vitesse de diffusion pour le réservoir ; le fait de déterminer si le rapport de flux est inférieur à un seuil ; et en réponse au rapport de flux qui est inférieur à un seuil, la sélection du modèle qui comprend la diffusion ; et la mise en œuvre de la simulation de la récupération d’hydrocarbure à partir du réservoir sur la base du modèle.
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le rapport de flux est basé, au moins en partie, sur un coefficient de diffusion qui est assimilé à une diffusivité maximale estimée du réservoir.
3. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la sélection du modèle comprend : en réponse au rapport de flux qui est supérieur ou égal au seuil, l’exclusion de la diffusion de la modélisation.
4. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le rapport de flux augmente quand une distance entre la pluralité de fractures augmente.
5. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : l’injection du gaz injecté dans un puits d’injection à une vitesse qui est basée, au moins en partie, sur un résultat de la simulation.
6. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : l’injection du gaz injecté dans un puits d’injection, dans lequel une composition du gaz injecté est basée, au moins en partie, sur un résultat de la simulation.
7. Système comprenant : un processeur ; et un support lisible par une machine ayant un code de programme exécutable par le processeur pour amener le processeur à, créer un modèle pour une simulation de récupération d’hydrocarbure à partir d’un réservoir ayant une pluralité de fractures lors de l’injection d’un gaz injecté dans la pluralité de fractures, dans lequel le code de programme exécutable par le processeur pour amener le processeur à créer le modèle comprend un code de programme exécutable par le processeur pour amener le processeur à déterminer s’il faut inclure la diffusion dans le modèle, dans lequel le code de programme exécutable par le processeur pour amener le processeur à déterminer s’il faut inclure la diffusion dans le modèle comprend un code de programme exécutable par le processeur pour amener le processeur à, déterminer un rapport de flux entre une vitesse de convection et une vitesse de diffusion pour le réservoir ; déterminer si le rapport de flux est inférieur à un seuil ; et en réponse au rapport de flux qui est inférieur au seuil, ajouter de la diffusion au modèle ; et mettre en œuvre de la simulation de la récupération d’hydrocarbure à partir du réservoir sur la base du modèle.
8. Système selon la revendication 7, dans lequel le rapport de flux est basé, au moins en partie, sur un coefficient de diffusion qui est assimilé à une diffusivité maximale estimée du réservoir.
9. Système selon la revendication 7, dans lequel le code de programme exécutable par le processeur pour amener le processeur à déterminer s’il faut inclure la diffusion pour la modélisation comprend un code de programme exécutable par le processeur pour amener le processeur à : en réponse au rapport de flux qui est supérieur ou égal au seuil, exclure la diffusion de la modélisation.
10. Système selon la revendication 7, dans lequel le code de programme comprend un code de programme exécutable par le processeur pour amener le processeur à déterminer un emplacement pour forer au moins un parmi un puits d’injection et un puits de production dans le réservoir à des fins de récupération d’hydrocarbure sur la base, au moins en partie, d’un résultat de la simulation, dans lequel le système comprend une pompe d’injection pour introduire le gaz injecté à un débit dans le puits d’injection afin de produire des hydrocarbures à partir du réservoir, dans lequel le débit et une composition du gaz injecté sont basés, au moins en partie, sur le résultat de la simulation.