FR3101660A1 - Procédé pour déterminer une trajectoire d'un puits dans un réservoir pétrolier - Google Patents
Procédé pour déterminer une trajectoire d'un puits dans un réservoir pétrolier Download PDFInfo
- Publication number
- FR3101660A1 FR3101660A1 FR1910977A FR1910977A FR3101660A1 FR 3101660 A1 FR3101660 A1 FR 3101660A1 FR 1910977 A FR1910977 A FR 1910977A FR 1910977 A FR1910977 A FR 1910977A FR 3101660 A1 FR3101660 A1 FR 3101660A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- mesh
- geological
- determined
- meshes
- reservoir
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 25
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 25
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 claims description 15
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 13
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 3
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 38
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 33
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 9
- 239000010749 BS 2869 Class C1 Substances 0.000 description 7
- 230000006870 function Effects 0.000 description 7
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 101000582320 Homo sapiens Neurogenic differentiation factor 6 Proteins 0.000 description 1
- 102100030589 Neurogenic differentiation factor 6 Human genes 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 1
- 238000002939 conjugate gradient method Methods 0.000 description 1
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000012804 iterative process Methods 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000010845 search algorithm Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Transplanting Machines (AREA)
Abstract
La présente invention concerne procédé pour exploiter les hydrocarbures d'un réservoir géologique traversé par au moins un puits, dans lequel on détermine une trajectoire d'au moins un nouveau puits à forer dans le réservoir. Après une délimitation de corps géologiques sur la base d'un indicateur de qualité, on détermine la trajectoire d'un nouveau puits à forer, à partir au moins des indices de qualité des corps géologiques, d'indices de qualité des mailles des corps géologiques, et de la longueur de la trajectoire du nouveau puits à forer. Figure 3 à publier
Description
La présente invention concerne le domaine technique de l'industrie pétrolière, et plus particulièrement l'exploitation de gisements pétroliers.
En particulier, l'invention permet d'exploiter efficacement un gisement, en déterminant la trajectoire d'au moins un nouveau puits à forer dans ce gisement.
L’exploitation pétrolière d’un gisement consiste à déterminer les zones du gisement présentant le meilleur potentiel pétrolier, à définir des schémas d’exploitation pour ces zones (afin de définir le type de récupération, le nombre et les positions des puits d’exploitation permettant une récupération d’hydrocarbures optimale), à forer des puits d’exploitation et, de façon générale, à mettre en place les infrastructures de production nécessaires au développement du gisement.
De manière générale, l’exploitation de réservoirs géologiques pétroliers nécessitent d’acquérir une connaissance aussi précise que possible de la géologie souterraine, et ce, afin de fournir de façon efficace une évaluation des réserves, une modélisation de la production, ou de la gestion de l’exploitation. En effet, la détermination de l’emplacement d’un puits de production et/ou d’un puits d’injection au sein d’un gisement d’hydrocarbures, la constitution de la boue de forage, les caractéristiques de complétion, le choix d'un procédé de récupération des hydrocarbures (tel que l'injection d'eau par exemple) et des paramètres nécessaires à la mise en œuvre de ce procédé (tels que la pression d’injection, le débit de production,...) nécessitent de bien connaître le gisement. La connaissance d’un gisement signifie disposer d’une description aussi précise que possible de la structure, des propriétés pétrophysiques, des propriétés des fluides, etc., du gisement étudié.
Pour acquérir cette connaissance, l’industrie pétrolière allie les mesures sur champ (réalisées in situ, lors de campagnes sismiques, de mesures dans des puits, de carottages etc.) aux modélisations expérimentales (réalisées au laboratoire) ainsi qu’aux simulations numériques (réalisées au moyen de logiciels). La formalisation de cette connaissance passe ensuite par l’établissement d’une maquette du sous-sol, connue sous le terme de modèle géologique, qui permet de rendre compte de ces aspects de façon approchée. Généralement, ce type de maquette est représenté sur un ordinateur, et l’on parle alors de modèle numérique. Un modèle géologique a généralement une taille de mailles de l'ordre de la dizaine de mètres.
Lorsqu’un modèle respectant l’ensemble des données mesurées sur le terrain est finalement obtenu, il est utilisé pour prédire les déplacements de fluide dans le réservoir et planifier le développement futur du gisement. Par exemple, pour les champs matures, il faut pouvoir sélectionner les zones où forer de nouveaux puits, soit pour produire l’huile par déplétion, soit pour injecter un fluide qui maintient la pression à un niveau suffisant dans le réservoir.
Pour apprécier la performance d'un puits en un point, on peut reproduire ou prédire (i.e. "simuler") la production d’hydrocarbures réelle en mettant en œuvre sur ordinateur un logiciel de simulation d'écoulement, appelé également simulateur de réservoir. Le simulateur de réservoir calcule les écoulements et l'évolution des pressions au sein du réservoir représenté par un modèle de réservoir. Si la puissance informatique disponible pour réaliser les simulations d’écoulement le permet, le modèle de réservoir peut se confondre avec le modèle géologique. Dans le cas contraire, le modèle de réservoir peut être obtenu à l’issue d’une technique d’upscaling (mise à l’échelle), qui permet de passer du modèle géologique (modèle aux mailles plus fines) au modèle réservoir (modèle aux mailles plus grossières). Cette étape d’upscaling est bien connue du spécialiste en ingénierie de réservoir et peut être réalisée par exemple à l’aide du logiciel CobraFlowTM(IFP Energies nouvelles, France). Un modèle de réservoir a généralement une taille de mailles de l'ordre de la centaine de mètres. Ainsi, de manière générale, un simulateur d'écoulement calcule l’évolution spatiale et temporelle de l’écoulement et de la thermodynamique des fluides contenus dans un gisement ainsi que la production aux puits de production implantés dans ce gisement.
Ainsi, préalablement à tout forage réel d'un puits dans le gisement, le spécialiste peut définir un puits par sa trajectoire dans un modèle de réservoir, puis exécuter une simulation de réservoir pour évaluer la performance de ce puits. La performance d'un puits peut s'apprécier notamment à partir de la quantité d'hydrocarbures qu'il produit, tout en respectant les contraintes du champ (par exemple limiter la production d’eau associée avec un water-cut maximum, limitation de chute de pression au puits).
Pour maximiser la production d'un champ, il faudrait pouvoir tester toutes les positions et trajectoires possibles des puits à forer et ainsi sélectionner la ou les meilleures d'entre elles. Une telle approche est inappropriée en pratique, car trop consommatrice en temps de calcul. Une alternative consiste à lancer un processus dit "d'optimisation de placement de puits", visant à rechercher la position du puits permettant d’optimiser la production du gisement étudié. Toutefois, cette démarche est également délicate à mettre en œuvre, car elle nécessite des milliers d’itérations et donc des milliers de simulations de réservoir.
Le concept de carte d'indicateurs de production, également appelée dans la littérature carte de qualité, a été introduit pour répondre de façon pratique au problème du placement de nouveaux puits dans un réservoir. Il s’agit d’une carte bidimensionnelle, comprenant un ensemble de mailles, où chaque maille est associée à une valeur réelle qui montre comment un nouveau puits placé dans la maille en question impacte la production ou la valeur actuelle nette (VAN) par rapport au cas de base. Un indicateur de production définit un impact sur la production du fluide (hydrocarbure) lié à l'ajout d'un puits dans la maille considérée.
Pour construire cette carte, on peut faire une simulation d'écoulement pour chaque maille où il est possible de placer un puits. Si le réservoir comprend NX et NY mailles suivant les axes X et Y, le nombre total de mailles à examiner est de NX×NY auquel on soustrait les nombres de mailles non actives et de mailles dans lesquelles on a déjà un puits pour le cas de base. Cette approche nécessite un temps de calcul significatif dès que NX×NY est important. En outre, les mailles possibles étant considérées les unes après les autres, les interférences entre les nouveaux puits ne sont pas prises en compte.
On connait la demande de brevet EP 2963235 B1 (US 14/790944), qui concerne un procédé pour optimiser la position de puits, au moyen d'une analyse statistique d’attributs statiques et dynamiques du champ pétrolier. L'analyse visuelle des différentes attributs étant délicates sur plusieurs grilles 3D, ce procédé propose de classer les mailles du modèle réservoir à partir de ces attributs en utilisant une méthode de classification non-supervisée. On obtient une grille 3D d’indicateurs de classe discriminante par rapport à l’ensemble des combinaisons de ces attributs. Puis, à partir d'une géométrie prédéfinie du nouveau puits à forer et de ces indicateurs de classes en 3D, on construit une carte bidimensionnelle (et donc plus facile à analyser) d'indicateurs de qualité pour déterminer la position optimale du nouveau puits à forer. Toutefois, ce procédé présente l'inconvénient que la géométrie du nouveau puits à forer est prédéfinie et ne permet donc pas de définir une trajectoire optimale du puits à forer.
On connait également le brevet EP 1389298 B1 (US 6549879 B1) qui concerne la détermination de la position optimale d'un puits à partir d'un modèle de réservoir 3D. Plus précisément, le procédé décrit dans ce brevet vise à optimiser à la fois le placement de puits et sa trajectoire (vertical, dévié ou horizontal). Ce procédé comprend deux étapes principales :
- Recherche d’un emplacement optimal en supposant d’abord que les puits sont seulement verticaux. Dans un premier temps, ce procédé comprend une étape d'identification de mailles caractérisées par des paramètres statiques du réservoir similaires (par exemple en appliquant un seuil sur les valeurs de porosité). Puis, un algorithme de connectivité (recherche de cellules connectées de proche en proche) est utilisé pour regrouper ces mailles dans des corps géologiques (« geobodies »). A partir de ces geobodies, un indice de qualité par maille du geobody est estimé, en effectuant la somme des valeurs d’une propriété (par exemple la porosité) de la maille d’intérêt et de celles appartenant à un volume de drainage et au même geobody. Dans ce document, le volume de drainage est défini arbitrairement, comme un volume rectangulaire de mailles, en multipliant un rayon de drainage par un rapport de forme, prédéfinis de manière arbitraire. Pour prendre en compte la tortuosité des geobodies dans ce calcul d’indice de qualité, la valeur de l'indicateur de qualité est ajustée en fonction des mailles rencontrées sur des chemins aléatoires entre la maille étudiée et les limites de l’aire de drainage et/ou du geobody (algorithme de tortuosité). Ainsi, seules les valeurs des propriétés des mailles rencontrées sont prises en compte dans la sommation pour l’indice de qualité. Cette sommation peut éventuellement être pondérée par la résistance rencontrée (i.e. l’inverse des perméabilités). A partir de ces calculs, des cartes bidimensionnelles d’indices de qualité sont construites en ne conservant que la valeur maximum de l’indice de qualité sur une droite verticale (hypothèse d'un puits vertical). Finalement, en 3D, les emplacements pour les puits verticaux sont choisis de manière à maximiser le cumulé d’indices de qualité pour les emplacements choisis tout en ayant un nombre de puits maximum et en respectant la distance minimum intra-geobody.
- Les puits verticaux sont ensuite évalués pour optimiser la complétion, en étant éventuellement déviés ou horizontaux, pour intersecter au maximum les zones d’intérêts (à fort potentiel en terme de volume d’huile). Plus précisément, la détermination de l’orientation et de la trajectoire optimale du puits se fait de la manière suivante :
- Sélection d’une maille non-exploitée et ayant un indice de qualité maximum,
- Sélection aléatoire d’un nombre arbitraire de mailles non-exploitées dans un rayon arbitraire à la première maille sélectionnée (par exemple à la taille maximale du puits),
- Définition de la trajectoire de puits en maximisant le cumulé d’indices de qualité sur la trajectoire tout en respectant une longueur de puits maximum et un angle de déviation maximum
Ainsi, le procédé décrit dans le document EP 1389298 B1 (US 6549879 B1) détermine la position d'un point de référence du nouveau puits à forer en supposant que le nouveau puits à forer est un puits vertical, et à partir d'informations représentées sur une carte bi-dimensionnelle. Puis à partir de cette position qui correspond au début de la trajectoire du puits et d'une sélection arbitraire de positions potentielles pour la fin de la trajectoire du puits, et en fonction d'un indice de qualité déterminé pour chacune des mailles dans le volume 3D, une trajectoire est déterminée de manière à maximiser le cumulé d’indices de qualité sur la trajectoire tout en respectant une longueur de puits maximum et un angle de déviation maximum.
La présente invention permet de pallier ces inconvénients. Notamment, le procédé selon l'invention permet de sélectionner une géométrie et un emplacement du puits à forer directement à partir d'informations en 3D, sans prédéfinir de géométrie ni d'emplacement initial ou final de la trajectoire du puits et sans avoir à passer par des informations résumées en 2D. De plus, le procédé selon l'invention rationalise la délimitation des ensembles de mailles connectées entre elles (ou geobodies), au moyen d'une classification des mailles fonction de la combinaison de propriétés statiques et dynamiques, et non pas à partir d'une valeur seuil arbitraire sur une propriété statique. En outre, le procédé selon l'invention prend en compte un indicateur de qualité des geobodies pour améliorer la détermination de la trajectoire optimale d'un puits.
La présente invention concerne un procédé pour exploiter les hydrocarbures d'un réservoir géologique traversé par au moins un puits, lesdits hydrocarbures ayant été produits entre un temps t0 et un temps t1, dans lequel on construit une représentation maillée dudit réservoir à partir de mesures de propriétés relatives audit réservoir géologique. Selon ce procédé, on détermine une trajectoire d'au moins un nouveau puits à forer dans ledit réservoir à un temps t2 postérieur au temps t1, ladite trajectoire ayant une longueur prédéfinie, en mettant en œuvre au moins les étapes suivantes :
- on réalise une simulation de réservoir entre ledit temps t0 et ledit temps t2, à partir de ladite représentation maillée et d’un simulateur de réservoir ;
- à partir d’au moins les résultats de ladite simulation de réservoir, on détermine une valeur d'au moins un attribut pour chacune des mailles de ladite représentation maillée et on applique une méthode de classification auxdites valeurs desdits attributs pour les regrouper en classes ;
- pour chacune desdites classes, on détermine un indicateur de qualité de ladite classe à partir des valeurs desdits attributs appartenant à ladite classe et on sélectionne au moins une classe telle que ledit indicateur de qualité de ladite classe satisfait à un premier critère prédéfini ;
- on délimite au moins un corps géologique en recherchant, parmi les mailles de ladite représentation maillée appartenant à ladite classe sélectionnée, un ensemble d'au moins deux mailles voisines entre elles ;
- pour chacun desdits corps géologiques délimités, on détermine un indicateur de qualité dudit corps géologique à partir au moins des valeurs d'au moins un desdits attributs des mailles appartenant audit corps géologique ;
- pour chacune des mailles de chacun desdits corps géologiques, on détermine un indicateur de qualité de ladite maille dudit corps géologique à partir desdites valeurs d'au moins un desdits attributs déterminés pour ladite maille et pour des mailles voisines de ladite maille ;
- On détermine ladite trajectoire dudit nouveau puits à forer audit temps t2, à partir au moins desdits indices de qualité desdits corps géologiques, desdits indices de qualité desdites mailles desdites corps géologiques, et de ladite longueur de ladite trajectoire dudit nouveau puits à forer ;
- On fore au moins ledit nouveau puits selon ladite trajectoire déterminée et on exploite lesdits hydrocarbures dudit réservoir géologique au moyen au moins dudit nouveau puits foré.
Selon une mise en œuvre de l'invention, on peut déterminer ladite trajectoire dudit nouveau puits à forer audit temps t2 de la manière suivante :
- on détermine au moins une première maille de ladite trajectoire en sélectionnant ladite maille de ladite représentation maillée vérifiant au moins les conditions suivantes : ladite maille appartient audit objet géologique ayant un indicateur de qualité de corps géologique satisfaisant à un deuxième critère prédéfini et ladite maille a un indicateur de qualité de maille satisfaisant à un troisième critère prédéfini ;
- à partir de ladite première maille, on recherche une liste ordonnée de mailles voisines deux à deux telle qu'une courbe passant par les mailles de ladite liste ordonnée ait une longueur égale à ladite longueur prédéfinie de ladite trajectoire et de manière à satisfaire un quatrième critère relatif à une somme, réalisée pour toutes les mailles de ladite liste ordonnée, d'un paramètre déterminé pour chacune des mailles de ladite liste ordonnée, ledit paramètre d'une maille de ladite liste ordonnée étant fonction de la distance euclidienne entre ladite maille et la maille précédente dans ladite liste ordonnée et d'au moins ledit indice de qualité de ladite maille.
Selon une mise en œuvre de l'invention, ledit paramètre d'une maille de ladite liste ordonnée peut en outre être fonction de l'indicateur de qualité de la maille voisine précédant ladite maille dans ladite liste ordonnée.
Selon une mise en œuvre de l'invention, ledit paramètre d'une maille de ladite liste ordonnée peut en outre être fonction dudit indicateur de qualité dudit objet géologique auquel appartient ladite maille.
Selon une mise en œuvre de l'invention, ledit paramètre d'une maille de ladite liste ordonnée peut s'exprimer selon une formule du type :
Selon une mise en œuvre de l'invention, ledit attribut peut être choisi parmi : la hauteur d’huile et/ou de gaz, la perméabilité relative à l’huile et/ou au gaz et ou/ à l’eau, la perméabilité horizontale, la pression de fluide, la saturation en huile et/ou en gaz et/ou en eau, la distance au puits le plus proche.
Selon une mise en œuvre de l'invention, ledit indicateur de qualité d’une classe peut être calculé à partir des valeurs moyennes des valeurs desdits attributs associés à ladite classe.
Selon une mise en œuvre de l'invention, ledit indicateur de qualité d’une classe correspond à une somme pondérée des valeurs moyennes normalisées desdits attributs de ladite classe.
Selon une mise en œuvre de l'invention, ladite méthode de classification est l'algorithme du K-means.
Selon une mise en œuvre de l'invention, ledit indice de qualité dudit objet géologique est déterminé en réalisant une moyenne pondérée des valeurs desdits attributs déterminées à l'échelle dudit objet géologique, et dans lequel on détermine une valeur d'un attribut à l'échelle dudit objet géologique :
- en réalisant une moyenne desdites valeurs dudit attribut en chacune des mailles dudit corps géologique, ou
- en réalisant une somme desdites valeurs dudit attribut en chacune des mailles dudit corps, ou
- en prenant le maximum ou le minimum desdites valeurs dudit attribut en chacune des mailles dudit corps géologique.
Selon une mise en œuvre de l'invention, ledit indicateur de qualité de ladite maille dudit objet géologique est déterminé au moyen d'une moyenne glissante appliquée dans une fenêtre incluant des mailles voisines de ladite maille.
Selon une mise en œuvre de l'invention, on réitère les étapes a) à h), l’étape a) à une itération donnée supérieure ou égale à 2 étant réalisée en tenant compte de la position desdits nouveaux puits ajoutés à l’itération précédente.
En outre, l’invention concerne un produit programme d'ordinateur téléchargeable depuis un réseau de communication et/ou enregistré sur un support lisible par ordinateur et/ou exécutable par un processeur, comprenant des instructions de code de programme pour la mise en œuvre du procédé tel que décrit ci-dessus, lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur.
D'autres caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux figures annexées et décrites ci-après.
Liste des figures
La figure 1 présente un exemple illustratif de mailles d'une représentation maillée appartenant à la classe ayant l'indicateur de qualité le plus élevé.
La figure 2 présente un exemple illustratif de valeurs d'un indicateur de qualité déterminées pour des corps géologiques délimités selon un mode de mise en œuvre de l'invention.
La figure 3 présente un exemple illustratif de valeurs d'un indicateur de qualité déterminées pour chacune des mailles de chacun des corps géologiques délimités selon un mode de mise en œuvre de l'invention.
La figure 4 présente un exemple illustratif d'un maillage cartésien (en vue de dessus) et de l'emplacement de 7 mailles voisines deux à deux définissant une trajectoire d'un nouveau puits à forer.
La figure 5 illustre un exemple de trajectoires de puits (en vue de dessus) déterminées par une mise en œuvre du procédé selon l'invention, en spécifiant une longueur de trajectoire prédéfinie valant 700m (figure de gauche), 1500m (figure du milieu) et 3000m (figure de droite).
Le procédé selon l’invention concerne l'exploitation des hydrocarbures d'un réservoir géologique traversé par au moins un puits, et plus particulièrement la détermination de la trajectoire d'au moins un nouveau puits à forer dans le réservoir, et ce à partir de critères permettant de maximiser la production des hydrocarbures de ce réservoir. Selon l'invention le ou les nouveaux puits à forer peuvent tout aussi bien être des puits producteurs ou injecteurs.
Dans la suite, on va considérer trois temps distincts : t0, t1 et t2, où t0 représente le temps initial, avant la mise en production du réservoir, t1 est le temps jusqu’auquel des données, entre autres de production, ont été collectées au niveau du au moins un puits existant, et t2 est un temps futur, pour lequel on veut prédire la production.
Le procédé selon l’invention requiert de disposer de :
- une représentation maillée du réservoir, aussi appelée modèle de réservoir : il s’agit d’une maquette du réservoir étudié, représentée généralement sur ordinateur sous la forme d’un maillage ou grille, chacune des mailles de cette grille comportant une ou plusieurs valeurs de propriétés pétrophysiques relatives au réservoir étudié (perméabilité, porosité, saturation etc). Selon une mise en œuvre de l’invention, la représentation maillée correspond au modèle géologique, construit dans le but de décrire aussi précisément que possible la structure et les propriétés (au moins relatives aux écoulements, telle que la perméabilité, la porosité, la saturation) de la formation étudiée. Un modèle géologique se doit de vérifier autant que possible les propriétés relatives à la formation étudiée collectées sur le terrain : les données de diagraphie mesurées le long des puits, les mesures réalisées sur des échantillons de roche prélevés dans les puits, les données déduites de campagnes d’acquisition sismique, ou encore des données de production comme les débits d’huile, d’eau, les variations de pression etc. Le modèle géologique a généralement des mailles fines et par voie de conséquence un nombre de mailles important. L'exploitation d’un gisement pouvant nécessiter de réaliser plusieurs simulations d’écoulement, il peut s’avérer nécessaire de déterminer une représentation maillée aux mailles plus lâches, afin de réduire le temps de calcul des simulations d’écoulement. Cette étape, bien connue dans le domaine de l’exploration et de l’exploitation pétrolière consiste à réaliser un « upscaling » (« mise à l’échelle » en français), qui permet de passer d’une représentation à mailles fines à une représentation à mailles grossières, aussi appelée modèle de réservoir. De façon générale, cette technique consiste à calculer un modèle grossier qui soit équivalent au modèle fin du point de vue des propriétés dynamiques (c’est-à-dire des propriétés liées à l’écoulement des fluides, telles que la perméabilité). De manière préférée, le modèle de réservoir peut respecter les données collectées jusqu’au temps t1. Avantageusement, l'étape préalable de construction du modèle de réservoir a inclus une étape de calage ("history matching" en anglais) aux données de production entre les temps t0 et le temps t1. Une telle étape de calage peut par exemple être réalisée au moyen du logiciel CondorFlow™ (IFP Energies nouvelles, France) ;
- un simulateur d’écoulement : un simulateur d’écoulement est un logiciel exécuté sur ordinateur permettant de réaliser des simulations d’écoulement de fluides au sein d’un gisement. Ces simulations sont réalisées en implémentant au moins un modèle d’écoulement au sein du réservoir et un modèle d’écoulement au sein du ou des puits producteur. Plus précisément, ces simulations sont réalisées en résolvant un système d'équations aux dérivées partielles représentatives des écoulements, en utilisant par exemple des méthodes de volumes finis appliquées aux représentations maillées du réservoir et du ou des puits producteur. Un simulateur de réservoir prédit notamment l'évolution des pressions, des saturations, des compositions des fluides en chacune des mailles du modèle de réservoir (appelés par la suite « inconnues réservoir »), ainsi que l’évolution de la production d'huile, de la production d'eau, de la proportion d’eau de production (« water cut ») au niveau du ou des puits producteur (on appelle par la suite « profils de production » ces quantités prédites au niveau du puits). Dans la suite de la description, on appelle « résultats » l’ensemble des quantités prédites par la simulation, englobant au moins les inconnues réservoir et les profils de production. De façon générale, lors d'une expérience de simulation de réservoir, l'ingénieur réservoir définit une durée sur laquelle il souhaite simuler les écoulements dans la formation d'intérêt. Puis ces équations sont résolues par un schéma numérique, pas de temps après pas de temps, la taille du pas de temps (pouvant être une fonction ou une constante) étant intrinsèquement liée au schéma numérique choisi, et ce afin de garantir la stabilité de ce schéma numérique. Le logiciel PumaFlow ® (IFP Énergies nouvelles, France) est un exemple de simulateur d'écoulement.
Le procédé selon l’invention comporte au moins les étapes suivantes :
1) Simulation de réservoir entre t0 et t2
2) Détermination d'attributs pour chaque maille et classification des attributs
3) Détermination d’un indicateur de qualité pour chacune des classes
4) Délimitation de corps géologiques
5) Détermination d'un indicateur de qualité pour chacun des corps géologiques
6) Détermination d'un indicateur de qualité pour chacune des mailles de chacun des corps géologiques
7) Détermination de la trajectoire d'un nouveau puits à forer
8) Exploitation des hydrocarbures du réservoir
Les principales étapes de la présente invention sont détaillées ci-après.
Dans la suite et à des fins purement illustratives, les étapes principales du procédé selon l'invention sont appliquées à un réservoir pétrolier synthétique, construit en s'inspirant d'un réservoir pétrolier réel. La taille du réservoir pétrolier de cet exemple de réalisation est de 7,4 km x 6,7 km x 60 m, et la représentation maillée construite pour ce réservoir comporte 74 x 67 x 6 mailles (soit 29748 mailles), soit des mailles de 100 x 100 x 10 m. Ce réservoir peut être décomposé en deux faciès :
- Faciès 1 (défavorable) ayant une perméabilité horizontale inférieure à 10mD pour environ 32,5% des mailles et avec une saturation en eau irréductible Swirr=0,4 ;
- Faciès 2 (favorable) pour le reste des mailles, soit environ 67,5% des mailles, avec une saturation en eau irréductible Swirr=0,2.
Le réservoir de cet exemple illustratif a subi une première année de déplétion via un puits producteur placé arbitrairement puis, après un an de déplétion, un puits vertical au centre du modèle a été foré pour injecter de l'eau. Production et injection se sont poursuivies pendant 9 ans. Il est envisagé de placer un nouveau puits producteur au bout de 10 ans de production. Ainsi, pour cet exemple d'application, le temps t1 vaut 9 ans (période pendant laquelle des données, entre autres de production, ont été collectées au niveau des puits existants) et t2 vaut 10 ans (temps futur, pour lequel on veut prédire la production).
1) Simulation de réservoir entre t0 et t2
Au cours de cette étape, on effectue une simulation de réservoir entre un temps t0 et un temps t2 postérieur au temps t1, à partir d’un maillage représentatif des propriétés pétrophysiques du réservoir et d'un simulateur de réservoir, et pour les positions de puits déjà connues. Par exemple, le logiciel PumaFlow ® (IFP Energies nouvelles, France) est un simulateur de réservoir en milieu poreux dont la succession de calculs est exécutée sur un ordinateur. La simulation de réservoir permet de calculer, en chaque maille, des attributs représentatifs de l’écoulement dans la formation souterraine étudiée, tels que la hauteur d’huile et/ou de gaz, la perméabilité relative à l’huile et/ou au gaz et ou/ à l’eau, la perméabilité horizontale, la pression de fluide, la saturation en huile et/ou en gaz et/ou en eau.
2)
Détermination d'attributs pour chaque maille et classification des attributs
Au cours de cette étape, il s'agit, à partir d’au moins les résultats de simulation de réservoir obtenus à l'étape précédente, de définir au moins un attribut représentatif des écoulements dans le réservoir étudié, de déterminer une valeur de cet attribut pour chacune des mailles de la représentation maillée et d’appliquer une méthode de classification à ces valeurs attributs pour les regrouper en classes. On choisit au moins un attribut parmi des propriétés du réservoir mesurées ou simulées, telles que la hauteur d’huile et/ou de gaz, la perméabilité relative à l’huile et/ou au gaz et/ou à l’eau, la perméabilité horizontale, la pression de fluide, la saturation en huile et/ou en gaz et/ou en eau.
Selon un mode particulier de réalisation de la présente invention, un attribut peut être défini par une opération appliquée entre des propriétés du réservoir mesurées ou simulées. Selon un mode de réalisation de la présente invention, on calcule par exemple le produit de la perméabilité horizontale par la hauteur d’huile. Selon un autre mode de réalisation de l’invention, un attribut peut aussi résulter du calcul de la différence de pression de fluide entre les temps t2 et t1, ou bien de la différence entre la pression au temps t1 et la pression d’abandon.
Selon un autre mode particulier de mise en œuvre de la présente invention, un attribut correspond à la distance entre chaque maille de la grille et le puits existant le plus proche. Avantageusement, la distance utilisée est de type euclidienne.
Pour l'exemple traité à titre illustratif des étapes du procédé selon l'invention, les attributs correspondent à des caractéristiques statiques du réservoir : le rapport d’anisotropie, et à des caractéristiques dynamiques, calculées à partir de la simulation du réservoir au temps t2, soit :
- la hauteur d’huile mobile
- le facteur de flux
- la différence de pression entre le temps d’intérêt et le temps initial,
- la distance par rapport au puits ouvert le plus proche. Cette distance peut être exprimée par exemple en termes de distance euclidienne, et peut également être exprimée en terme de temps de vol ou de tout autre définition de distances.
Des attributs caractérisant le réservoir étant définis, et les valeurs de ces attributs ayant été calculés en chaque maille de la représentation maillée du réservoir, on applique une méthode de classification à au moins un de ces attributs, pour les analyser et les séparer en classes. La classification est une méthode bien connue des spécialistes consistant à regrouper des points par famille, les points d’une même famille présentant des caractéristiques communes. Appliquée à des valeurs attributs d’une grille, la classification revient à regrouper les mailles de la grille ayant des valeurs d’attributs proches. On peut alors attribuer à chaque maille un indicateur spécifiant à quelle classe, ou encore à quelle famille, elle appartient.
Dans un mode de réalisation préférentiel de la présente invention, la classification se fait suivant l'algorithme du K-means (également appelée classification des nuées dynamiques), qui permet de regrouper les valeurs des attributs en K classes ne se chevauchant pas. On choisit un nombre de classes (ou coefficient K), en général inférieur à 10, afin d'obtenir un résultat relativement stable. Cet algorithme présente les avantages d'une simplicité conceptuelle, d'une rapidité d'exécution et de faibles exigences en taille mémoire.
Selon un mode de réalisation de la présente invention, les attributs peuvent être pondérés avant de procéder à leur classification. De cette façon, on peut ainsi renforcer l’impact de certains attributs, comme par exemple la hauteur d’huile, par rapport à d’autres.
Chaque grille obtenue pour chacun des attributs définis est tri-dimensionnelle et l'analyse de l'ensemble de ces informations est de ce fait difficile à appréhender. Selon l'invention et comme est décrit dans les étapes suivantes, l’analyse est facilitée par le calcul d’un indicateur représentatif de la qualité de chacune des classes issues d'une étape de classification des attributs, et par la construction d'objets tri-dimensionnels correspondant à des mailles connectées entre elles appartenant à la classe ayant le ou les indicateurs de qualité les plus élevés.
3) Détermination d’un indicateur de qualité pour chacune des classes
Au cours de cette étape, on détermine un indicateur représentatif de la qualité de chacune des classes issues de l’étape de classification des attributs décrite à l’étape 2 et on sélectionne au moins une classe à partir des valeurs de ces indicateurs de qualité. On appelle par la suite indicateur de qualité de classe ou encore indice de qualité de classe, cet indicateur représentatif de la qualité d'une classe.
Selon un mode de mise en œuvre de la présente invention, on construit un indicateur de qualité représentatif d’une classe à partir des moyennes des valeurs des attributs associés à la classe considérée.
Selon un mode particulier de mise en œuvre de la présente invention, on construit un indicateur de qualité représentatif de chacune des classes de la façon suivante :
- Pour chaque attribut, on calcule la valeur moyenne par classe des valeurs prises par cet attribut. Pour un attribut donné, on obtient ainsi une valeur d’attribut moyenne pour chacune des classes. Le tableau 1 présente les valeurs moyennes des attributs définis pour l'exemple traité à titre illustratif, dans le cas d'une classification aboutissant à cinq classes d'attributs, notées C1 à C5.
- Pour chaque attribut, on procède à la normalisation des valeurs moyennes par classe. On obtient ainsi, pour un attribut donné, des valeurs moyennes par classe comprises entre 0 et 1. Le tableau 2 présente les valeurs normalisées des moyennes des attributs de chacune des classes C1 à C5 du tableau 1.
- Pour chaque classe, on somme les valeurs moyennes normalisées des attributs de cette classe. On applique une pondération sur les attributs préalablement à la sommation des moyennes normalisées, de sorte à donner un poids plus important à certains attributs (par exemple la hauteur d'huile) par rapport à d’autres attributs (par exemple l’anisotropie et à la distance aux puits) dans le calcul de l’indicateur de qualité. Le tableau 3 présente les poids donnés pour chacun des attributs définis pour l'exemple illustratif décrit précédemment. On peut ainsi observer qu'un poids plus important est attribué à la hauteur d’huile tandis que des poids plus faibles sont donnés à l’anisotropie et à la distance aux puits. Le tableau 4 présente la somme pondérée, selon les poids du tableau 3, des valeurs moyennes normalisées des attributs du tableau 2 pour chaque classe C1 à C5, chaque somme correspondant à l'indicateur de qualité selon ce mode particulier de mise en œuvre de l'invention.
| Attribut (valeur moyenne) | C1 | C2 | C3 | C4 | C5 |
| Distance (DIST) [m] | 1123,4 | 1382,9 | 544,18 | 477,82 | 825,07 |
| Différentiel de Pression (DP) [psi] | -200,77 | -190,36 | -243,78 | -291,7 | -274,9 |
| Hauteur d'huile (HOil) [ft] | 6,7 | 5,12 | 5,78 | 4,67 | 2,72 |
| Facteur de flux (KHKVKRO) [LOG mD] | 6,89 | 3 | 4,68 | 2,35 | -0,74 |
| Anisotropie (KVKH) [-] | 0,25 | 0,19 | 0,22 | 0,19 | 0,15 |
| Attribut (normalisé) | C 1 | C 2 | C 3 | C 4 | C 5 |
| Distance (DIST) | 0,71328501 | 1 | 0,07331949 | 0 | 0,38366774 |
| Différentiel de Pression (DP) | 0,89727649 | 1 | 0,47286363 | 0 | 0,16577857 |
| Hauteur d'huile (HOil) | 1 | 0,60301508 | 0,76884422 | 0,48994975 | 0 |
| Facteur de flux (KHKVKRO) | 1 | 0,49017038 | 0,71035387 | 0,40498034 | 0 |
| Anisotropie (KVKH) | 1 | 0,4 | 0,7 | 0,4 | 0 |
| Attribut | P oids |
| Distance (DIST) | 1,8 |
| Différentiel de Pression (DP) | 1 |
| Hauteur d'huile (HOil) | 1 |
| Facteur de flux (KHKVKRO) | 0,5 |
| Anisotropie (KVKH) | 0,7 |
| Classe | C 1 | C 2 | C 3 | C 4 | C 5 |
| Indice de qualité | 4,381 | 3,928 | 2,219 | 0,972 | 0,856 |
Puis, une fois un indicateur de qualité calculé pour chacune des classes, on peut procéder à l’analyse de leur indicateur de qualité. Ainsi, l’indicateur de qualité permet d’ordonner les classes et d’identifier la ou les classes, et donc la ou les régions du réservoir, dont le potentiel pétrolier est le plus important. Selon le procédé selon l’invention, une fois un indicateur de qualité calculé pour chaque classe, on sélectionne la ou les classes dont l’indicateur de qualité satisfait à un premier critère prédéfini.
Selon une mise en œuvre de l'invention, ce premier critère peut être un seuil et/ou être défini par rapport à l'ensemble des valeurs prises par l'indicateur de qualité.
Selon un mode de réalisation de la présente invention, on sélectionne la ou les classes dont l’indicateur de qualité est supérieur de 150% à la moyenne des indicateurs de qualité.
Selon un mode préféré de réalisation de la présente invention, on sélectionne la classe dont l’indicateur de qualité est le plus élevé. Par exemple d’après le tableau 4, la classe C1 a clairement l'indicateur de qualité le plus élevé, c’est-à-dire que les mailles appartenant à cette classe présentent le meilleur potentiel pétrolier. C'est cette classe C1 qui est sélectionnée pour illustrer la mise en oeuvre des prochaines étapes du procédé selon l'invention.
4) Délimitation de corps géologiques
Au cours de cette étape, il s'agit de délimiter au moins un corps géologique (aussi appelée "geobody" en anglais) en sélectionnant, parmi les mailles de la représentation maillée, celles appartenant à la ou les classes sélectionnées à l'étape 3 décrite ci-dessus.
Selon l'invention, on appelle corps géologique ou objet géologique un ensemble d'au moins deux mailles voisines entre elles appartenant à une même classe. Selon une mise en œuvre de l'invention, on entend par "mailles voisines" des mailles qui ont au moins une face en commun. Par ailleurs, des mailles appartenant à une même classe peuvent être considérées comme des mailles ayant des propriétés d'écoulement similaires. Ainsi, des mailles voisines appartenant à la même classe sont ici considérées comme connectées entre elles d'un point de vue des écoulements, la connectivité entre deux mailles pouvant favoriser le drainage des hydrocarbures présents dans ces mailles, ou encore la mise en production d'une des mailles de cet ensemble pouvant impacter favorablement la production des autres mailles de cet ensemble.
Selon une mise en œuvre de l'invention, les corps géologiques selon l'invention sont définis en parcourant chacune des mailles de la représentation maillée appartenant à chacune des classes sélectionnées, et en recherchant si les mailles voisines de la maille en cours appartiennent à la même classe pour les agréger dans un même objet géologique.
Selon une mise en œuvre de l'invention, on utilise un algorithme de parcours en profondeur (ou DFS, pour "Depth-First Search" en anglais) appliqué dans les trois dimensions de l'espace pour déterminer au moins deux mailles voisines entre elles appartenant à une même classe. Un algorithme de parcours en profondeur est généralement un algorithme de parcours de graphe, qui se décrit naturellement de manière récursive.
La figure 1 présente l'ensemble des mailles de la représentation maillée de l'exemple illustratif décrit ci-dessus appartenant à la classe C1, soit un nombre de mailles de 2984. Pour cet exemple illustratif, 96 corps géologiques ont été identifiés par l'application de la présente étape. La palette de couleurs de la figure 1 a été choisie uniquement à des fins d'illustration, dans le but de distinguer certains des principaux corps géologiques (en nombre de mailles notamment). Ainsi, les mailles ayant une couleur comprise entre GBD=1 et GBD=22 correspondent à 22 corps géologiques, parmi les 96 corps géologiques, identifiés par la présente étape. Les mailles représentées avec une couleur noire (de GBD=23 à GBD=219) regroupent le reste des mailles appartenant à la classe C1, et n'appartenant pas aux 22 corps géologiques représentés par les couleurs allant de GBD=1 à GBD=22. Cette figure représente aussi 123 mailles appartenant à la classe C1 mais n'ayant pas de mailles voisines (autrement dit, il s'agit de mailles isolées, non connectées à des mailles voisines, et ne faisant donc pas partie d'un corps géologique selon l'invention).
A l'issue de cette étape, on a déterminé un ensemble de corps géologiques, présentant a priori un potentiel pétrolier élevé. L'objectif des prochaines étapes est de déterminer quels sont les geobodies les plus prometteurs pour la production d’huile et où se trouvent dans ces geobodies les mailles ayant les propriétés les plus intéressantes. Ainsi des grilles d’indices de qualité vont être construites, d’une part pour permettre de classer les geobodies entre eux, par des indices globaux, et d’autre part localement, à l’échelle des mailles qui composent ces geobodies.
5) Détermination d'un indicateur de qualité pour chacun des corps géologiques
Au cours de cette étape, il s'agit de déterminer un indicateur de qualité pour chacun des corps géologiques identifiés à l'étape précédente, à partir au moins des valeurs d'au moins un des attributs des mailles appartenant à ces corps géologiques déterminés à l'étape 2 décrite ci-dessus.
Selon une mise en œuvre de l'invention, pour chaque corps géologique, on détermine préalablement une valeur d'au moins un des attributs définis à l'étape 2 à l'échelle du corps géologique (et non pas à l'échelle de la maille, comme dans l'étape 2), c'est-à-dire que l'on détermine une valeur de cet attribut représentative des valeurs des attributs pour l'ensemble des mailles formant cet objet géologique.
Selon une mise en œuvre de l'invention, on peut déterminer une valeur d'un attribut à l'échelle d'un corps géologique en réalisant par exemple :
- une moyenne des valeurs de cet attribut en chacune des mailles formant ce corps géologique, ou
- en réalisant une somme des valeurs de cet attribut en chacune des mailles formant ce corps géologique (ce qui est adapté notamment pour un attribut de type hauteur d'huile, de manière à favoriser les geobodies ayant un maximum de mailles, c’est-à-dire avec potentiellement un volume d’huile plus important à drainer), ou
- en prenant le maximum ou le minimum des valeurs de cet attribut en chacune des mailles formant ce corps géologique (la valeur minimale est adaptée notamment pour un attribut de type distance euclidienne aux puits existants).
Selon une mise en œuvre de l'invention, on détermine une valeur d'attribut pour chacun des objets géologiques et pour chacun des attributs définis à l'étape 2.
Selon une mise en œuvre de l'invention, on détermine un indice de qualité d'un corps géologique en normalisant le ou les attributs déterminés à l'échelle du corps géologique et en calculant une moyenne pondérée de ces attributs normalisés, par exemple de manière similaire au calcul d' indicateur de qualité pour une classe décrit à l'étape 3 ci-dessus.
La figure 2 présente à titre illustratif des valeurs d'indicateurs de qualité IQgbd déterminées pour chacun des geobodies délimités à l'étape 4. On peut observer sur cette figure que toutes les mailles d'un même geobody sont caractérisées par une même valeur d'indicateur de qualité. Un corps géologique ayant un indicateur de qualité élevé constitue potentiellement une zone du réservoir géologique qui pourrait être intéressante à drainer. Sur cette figure, sont également présentées à titre illustratif les mailles isolées (c'est-à-dire les mailles appartenant à la classe C1 mais n'appartenant pas à un geobody) avec un indicateur de qualité IQgbd=0.
6)
Détermination d'un indicateur de qualité pour chacune des mailles de chacun des corps géologiques
Au cours de cette étape, il s'agit de déterminer un indicateur de qualité pour chacune des mailles de chacun des corps géologiques délimités à l'étape 4 précédente.
Selon l'invention, l'indicateur de qualité d'une maille d'un corps géologique est déterminé à partir des valeurs d'au moins un des attributs déterminés pour cette maille à l'étape 2 (et préférentiellement de tous les attributs déterminés pour cette maille à l'étape 2) et des valeurs de cet attribut dans des mailles voisines de cette maille appartenant à un des corps géologiques délimités précédemment.
Selon une mise en œuvre de l'invention, pour chaque maille d'un corps géologique identifié à l'étape 4 et pour au moins un attribut déterminé à l'étape 2 pour cette maille (appelé premier attribut par la suite), on détermine préalablement une valeur d'un nouvel attribut pour cette maille (appelé deuxième attribut par la suite) en réalisant une moyenne des valeurs du premier attribut des mailles se trouvant dans une fenêtre de dimension prédéfinie, centrée sur la maille considérée (autrement dit on réalise une moyenne dans une fenêtre glissante, ou encore une moyenne mobile), cette moyenne pouvant être pondérée par la distance de chacune des mailles comprises dans cette fenêtre à la maille considérée. Avantageusement, ce calcul de moyenne mobile, ou encore de moyenne glissante, est réalisé pour chaque attribut normalisé. Selon une mise en œuvre de l'invention, la moyenne mobile est réalisée au moyen d'un filtre gaussien. Avantageusement, on peut aussi pondérer les valeurs des indices de qualité des mailles voisines de la maille considérée pour l'estimation de la moyenne mobile en utilisant un poids compris par exemple entre 0 et 0.2 dans le cas d'une maille voisine n'appartenant pas à un geobody.
Selon une mise en œuvre de l'invention, on peut déterminer l'indicateur de qualité d'une maille d'un corps géologique à partir de la moyenne pondérée des deuxièmes attributs calculés pour cette maille tel que décrit précédemment, puis normalisée, par exemple de manière similaire au calcul d'indicateur de qualité pour une classe décrit à l'étape 3 ci-dessus.
La figure 3 présente à titre illustratif un indicateur de qualité IQM déterminé tel que décrit ci-dessus pour chacune des mailles de chacun des corps géologiques identifiés à l'étape 4 ci-dessus. Un indicateur de qualité élevé pour une maille d'un corps géologique donné peut signifier qu'il pourrait être avantageux que le nouveau puits à forer passe au moins par cette maille. Comme décrit dans la prochaine étape, la valeur de l'indicateur de qualité du corps géologique peut être avantageusement prise en compte pour déterminer la trajectoire du nouveau puits à forer.
7) Détermination de la trajectoire d'un nouveau puits à forer
Au cours de cette étape, il s'agit de déterminer la trajectoire d'un nouveau puits à forer dans le réservoir géologique étudié, à partir au moins de l'indicateur de qualité des corps géologiques déterminé à l'étape 5, de l'indicateur de qualité des mailles de ces corps géologiques déterminé à l'étape 6, et à partir d'une longueur de la trajectoire du puits prédéfinie.
Selon l'invention, la trajectoire d'un puits correspond à une courbe de dimension prédéfinie (égale à la longueur prédéfinie du puits) traversant un ensemble de mailles de la représentation maillée. Autrement dit, on peut définir la trajectoire d'un puits par une liste ordonnée de mailles au moins voisines deux à deux. La géométrie de la trajectoire du puits selon l'invention peut être quelconque : horizontale, verticale, ou déviée selon une forme quelconque dans les trois directions de l'espace.
Selon une mise en œuvre de l'invention, la longueur prédéfinie de la trajectoire du puits est comprise entre une centaine de mètres et dix kilomètres. L'ingénieur réservoir sait définir cette longueur maximale de la trajectoire du nouveau puits à forer, notamment en fonction des contraintes économiques et techniques liées à l'exploitation du réservoir pétrolier étudié. Par ailleurs, bien souvent, l'opérateur pétrolier a une connaissance précise de la longueur maximale du puits qu'il souhaite forer dans le réservoir étudié.
Selon une mise en œuvre préférée de l'invention, on peut déterminer une trajectoire du nouveau puits à forer, par exemple au moyen d'un algorithme d'optimisation, selon les étapes suivantes :
- on détermine au moins une première maille pour initier l'algorithme d'optimisation, aussi appelée maille initiale du puits par la suite. Selon cette mise en œuvre de l'invention, on peut déterminer une maille initiale de l'algorithme d'optimisation en sélectionnant la maille de la représentation maillée appartenant à l'objet géologique ayant un indicateur de qualité satisfaisant à un deuxième critère prédéfini et, à la fois, ayant un indicateur de qualité de maille supérieur à un troisième critère prédéfini. Selon une mise en œuvre de l'invention, ces deuxième et troisième critères peuvent être un seuil et/ou être définis par rapport à l'ensemble des valeurs prises par leur indicateur de qualité respectif (par exemple un maximum des valeurs de leur indice de qualité respectif). Selon un mode particulier de mise en œuvre de l'invention, la première maille de la trajectoire du nouveau puits à forer correspond à la maille de la représentation maillée ayant l'indicateur de qualité le plus élevé et appartenant à l'objet géologique délimité ayant l'indice de qualité le plus élevé. Ainsi, la maille initiale de l'algorithme d'optimisation n’est pas nécessairement celle qui a l’indice de qualité le plus élevé sur l’ensemble du réservoir, mais celle qui a l’indice de qualité le plus élevé dans la zone qui serait la plus intéressante à drainer.
- à partir de la maille initiale de la trajectoire ainsi déterminée, on recherche une liste ordonnée de mailles voisines deux à deux telle qu'une courbe passant par les mailles de cette liste ordonnée ait une longueur égale à la longueur de trajectoire prédéfinie et telle qu'un quatrième critère soit satisfait. Selon cette mise en œuvre de l'invention, le quatrième critère peut porter sur une somme, réalisée pour toutes les mailles de la liste ordonnée, d'un paramètre déterminé pour chacune des mailles de la liste ordonnée, le paramètre d'une maille de la liste ordonnée étant fonction au moins de la distance euclidienne entre la maille courante et la maille précédente dans ladite liste ordonnée et d'au moins l'indice de qualité de la maille courante. Ainsi, la recherche des mailles de la représentation maillée appartenant à la trajectoire d'un nouveau puits à forer tient compte au moins de l'indice de qualité des mailles de la trajectoire. Ceci contribue à rechercher l'ensemble des mailles de longueur prédéfinie permettant une récupération optimale des hydrocarbures. Ce problème de chemins optimaux peut être résolu au moyen de tout algorithme de graphes, tel que l’algorithme de Dijkstra ou éventuellement au moyen de tout algorithme d'optimisation, tel que la méthode du gradient conjugué, pour optimiser de manière automatisée et selon un processus itératif la somme décrite ci-dessus. Selon cette mise en œuvre de l'invention, la liste ordonnée de mailles telles que déterminées ci-dessus (et qui comprend la maille initiale) définit la trajectoire du nouveau puits à forer. La figure 4, qui est présentée à des fins purement illustratives, est une vue de dessus d'une représentation maillée de type maillage cartésien, montrant un exemple de 7 mailles voisines deux à deux correspondant à une liste ordonnée qui s'écrirait (M0, M1, M2, M3 M4, M5, M6), M0 étant la maille initiale.
Selon une variante de cette mise en œuvre de l'invention, le paramètre d'une maille de la liste ordonnée peut s'exprimer comme étant le rapport entre :
- la distance euclidienne entre la maille considérée (ou maille courante) et la maille voisine précédant la maille considérée dans la liste ordonnée,
- et l'indicateur de qualité de la maille considérée.
Ainsi, selon cette mise en œuvre de l'invention, plus l'indice de qualité de la maille est élevé, plus la valeur du paramètre pour cette maille est faible. Selon un mode de mise en œuvre de la présente invention, on peut en outre pondérer l’indice de qualité de la maille courante (au moyen par exemple d'un facteur multiplicatif ou d'un exposant) par rapport à la distance euclidienne, de manière par exemple à mettre plus de poids sur l’indice de qualité que sur la distance euclidienne et ainsi à accentuer la recherche de la trajectoire du nouveau puits à forer en fonction d'un critère basé sur le potentiel de récupération.
Avantageusement, le paramètre d'une maille de la liste ordonnée peut en outre être fonction de l'indicateur de qualité de la maille voisine précédant la maille considérée dans la liste ordonnée de mailles. Ainsi, la recherche des mailles de la représentation maillée appartenant à la trajectoire d'un nouveau puits à forer tient en outre compte, pour une maille donnée, de l'indice de qualité de la maille précédente dans la trajectoire, ce qui permet d'accentuer la recherche d'une trajectoire optimisant globalement la récupération des hydrocarbures. Selon une variante de cette mise en œuvre de l'invention, le paramètre d'une maille de la liste ordonnée peut s'exprimer comme le rapport entre la distance euclidienne telle que définie ci-dessus et la moyenne des indices de qualité de la maille courante et de la maille précédente dans la liste ordonnée. Le calcul de moyenne peut être celui de tout type de moyenne, telle qu'une moyenne géométrique ou arithmétique, ou se restreindre au produit ou à la somme des deux valeurs. Ainsi, selon cette mise en œuvre de l'invention, plus l'indice de qualité de la maille est élevé, plus la valeur du paramètre pour cette maille est faible.
Alternativement ou de manière cumulative, le paramètre d'une maille de la liste ordonnée peut en outre être fonction de l'indicateur de qualité de l'objet géologique auquel appartient la maille considérée. Ainsi, la recherche des mailles de la représentation maillée appartenant à la trajectoire d'un nouveau puits à forer tient en outre compte, pour une maille donnée, de l'indice de qualité de l'objet géologique auquel appartient cette maille, ce qui permet de privilégier les trajectoires passant par des objets géologiques ayant un fort potentiel pétrolier.
Selon une variante de cette mise en œuvre de l'invention, le paramètre d'une maille de la liste ordonnée peut s'exprimer comme le rapport entre :
- la distance euclidienne telle que définie ci-dessus, et
- une somme pondérée entre la moyenne précédemment décrite des indices de qualité de la maille courante et de la maille précédente dans la liste ordonnée, et l’indice de qualité du geobody auquel appartient la maille courante. Le paramètre selon cette variante correspond ainsi à une distance euclidienne pondérée par des indices de qualité, plus précisément les indices de qualité de la maille courante, de la maille précédente dans la liste ordonnée, et de l'indice de qualité du geobody auquel la maille courante appartient. Ainsi, le paramètre est d'autant plus petit que les indices de qualité qui le composent sont grands. Selon une variante de cette mise en œuvre de l'invention, le paramètre P d'une maille de la liste ordonnée peut s'exprimer selon une formule du type :
[Math 2]
où Deuclest la distance euclidienne entre la maille courante et la maille voisine précédant la maille courante dans la liste ordonnée, est une moyenne (quelconque) des indices de qualité de la maille courante et de ladite maille voisine précédant la maille courante dans la liste ordonnée et IQGest l'indicateur de qualité de l'objet géologique auquel appartient la maille courante. Avantageusement, une pondération (via un facteur multiplicatif ou un exposant par exemple) peut être utilisée pour pondérer la distance euclidienne par rapport au dénominateur de l'équation ci-dessus, et/ou pour pondérer entre eux les deux termes du dénominateur de l'équation ci-dessus.
Selon une mise en œuvre de l'invention, le quatrième critère peut être un seuil et/ou correspondre à un extremum (un maximum ou un minimum) de la somme des paramètres déterminés tels que décrit ci-dessus pour chaque maille de la liste ordonnée.
Dans le cas des mises en œuvres de l'invention décrites ci-dessus , le quatrième critère peut consister à déterminer une liste ordonnée de mailles telle que la somme des paramètres, déterminés pour chaque maille de la liste ordonnée, soit minimale. Autrement dit, dans ces variantes, on recherche l'ensemble des mailles, à partir de la maille initiale définie ci-dessus, telles que la somme des distances euclidiennes pondérées par des indices de qualité soit minimale. Ce problème peut ainsi s'apparenter à un problème d'optimisation visant à rechercher le chemin le plus court, en considérant non pas une distance euclidienne mais une distance pondérée.
Avantageusement, cette étape peut être répétée pour une pluralité de longueurs de puits distinctes. Etant donné que l'ensemble des mailles constituant la trajectoire d'un puits doit satisfaire à un critère (par exemple le minimum d'une distance euclidienne pondérée par des indices de qualité dans le cas des variantes décrites ci-dessus, il est fort possible que les trajectoires de puits déterminées tel que décrit ci-dessus soient différentes en fonction de la longueur prédéfinie de la trajectoire du puits. On peut alors choisir la trajectoire de puits la plus avantageuse, en fonction par exemple du coût pour forer chacun des puits rapporté à son potentiel de production.
La figure 5 illustre un exemple de trajectoires de puits (en vue de dessus) déterminées par le procédé selon l'invention, en spécifiant une longueur de trajectoire prédéfinie valant 700m (figure de gauche), 1500m (figure du milieu) et 3000m (figure de droite). On peut observer de nettes différences dans les directions des trajectoires de puits en fonction de la longueur maximale prédéfinie, ce qui s'explique par le fait que la trajectoire de puits est déterminée de manière à maximiser les indices de qualité sur l'ensemble des mailles, connaissant la maille initiale.
8) Exploitation des hydrocarbures du réservoir
A l'issue de l'étape précédente, on a déterminé la trajectoire d'au moins un nouveau puits à forer au temps t2. Au cours de cette étape, on exploite alors les hydrocarbures piégés dans le réservoir pétrolier en forant les puits (injecteurs et/ou producteurs) dont les trajectoires ont été précédemment déterminés, et on installe les infrastructures de production nécessaires au développement de ce réservoir.
Selon une mise en œuvre de l'invention, les nouveaux puits sont forés de manière à passer par le barycentre des mailles définissant leur trajectoire telles que déterminées à l'étape ci-dessus. Mais le forage peut passer par tout autre point de chacune de ces mailles.
Selon un mode de réalisation de la présente invention, les puits ajoutés sont perforés au-dessus du contact eau-huile. Avantageusement, la visualisation des valeurs des attributs le long de la trajectoire déterminée telle que décrit ci-dessus permet de préciser le niveau de perforation des puits.
L'exploitation des hydrocarbures piégés dans le réservoir peut être réalisée par une récupération assistée des hydrocarbures contenus dans le réservoir, telle qu'une récupération au moyen de l'injection d'une solution comprenant un ou des polymères, de la mousse de CO2, etc.
Variantes
Il est bien entendu que le schéma d’exploitation d'un réservoir géologique peut être évolutif sur la durée d’une exploitation des hydrocarbures, en fonction des connaissances relatives au gisement acquises pendant l’exploitation, des améliorations dans les différents domaines techniques intervenant lors d’une exploitation d’un gisement d’hydrocarbures (améliorations dans le domaine du forage, de la récupération assistée par exemple). Avantageusement, on peut répéter (ou encore réitérer) les étapes 1) à 8) décrites ci-dessus pour différents temps t2 futurs, afin de prédire, tout au long de la durée de vie du gisement, l'emplacement optimal des puits à forer pour produire de manière optimale ce gisement. Avantageusement, pour une réitération donnée des étapes 1) à 8), l'étape 1) est appliquée en tenant compte de la position des nouveaux puits ajoutés à l'itération précédente.
Il est bien clair que le procédé selon l’invention comprend des étapes mises en œuvre au moyen d’un équipement (par exemple un poste de travail informatique) comprenant des moyens de traitement des données (un processeur) et des moyens de stockage de données (une mémoire, en particulier un disque dur), ainsi qu’une interface d’entrée et de sortie pour saisir des données et restituer les résultats du procédé.
En particulier, les moyens de traitement de données sont configurés pour mettre en œuvre la simulation des écoulements au sein du gisement étudié, au moyen d'un simulateur d'écoulement selon l'invention tel que décrit ci-dessus.
En outre, l’invention concerne un produit programme d'ordinateur téléchargeable depuis un réseau de communication et/ou enregistré sur un support lisible par ordinateur et/ou exécutable par un processeur, comprenant des instructions de code de programme pour la mise en œuvre du procédé tel que décrit précédemment, lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur.
Ainsi, le procédé selon l'invention permet de déterminer une trajectoire tridimensionnelle d'un nouveau puits à forer dans un réservoir pétrolier, à partir de critères objectifs visant à satisfaire des contraintes d'exploitation de ce réservoir, et sans avoir à prédéfinir une géométrie de la trajectoire ni une position de référence sur une carte bidimensionnelle.
Claims (13)
- Procédé pour exploiter les hydrocarbures d'un réservoir géologique traversé par au moins un puits, lesdits hydrocarbures ayant été produits entre un temps t0 et un temps t1, dans lequel on construit une représentation maillée dudit réservoir à partir de mesures de propriétés relatives audit réservoir géologique, caractérisé en ce qu'on détermine une trajectoire d'au moins un nouveau puits à forer dans ledit réservoir à un temps t2 postérieur au temps t1, ladite trajectoire ayant une longueur prédéfinie, en mettant en œuvre au moins les étapes suivantes :
- on réalise une simulation de réservoir entre ledit temps t0 et ledit temps t2, à partir de ladite représentation maillée et d’un simulateur de réservoir ;
- à partir d’au moins les résultats de ladite simulation de réservoir, on détermine une valeur d'au moins un attribut pour chacune des mailles de ladite représentation maillée et on applique une méthode de classification auxdites valeurs desdits attributs pour les regrouper en classes ;
- pour chacune desdites classes, on détermine un indicateur de qualité de ladite classe à partir des valeurs desdits attributs appartenant à ladite classe et on sélectionne au moins une classe telle que ledit indicateur de qualité de ladite classe satisfait à un premier critère prédéfini ;
- on délimite au moins un corps géologique en recherchant, parmi les mailles de ladite représentation maillée appartenant à ladite classe sélectionnée, un ensemble d'au moins deux mailles voisines entre elles ;
- pour chacun desdits corps géologiques délimités, on détermine un indicateur de qualité dudit corps géologique à partir au moins des valeurs d'au moins un desdits attributs des mailles appartenant audit corps géologique ;
- pour chacune des mailles de chacun desdits corps géologiques, on détermine un indicateur de qualité de ladite maille dudit corps géologique à partir desdites valeurs d'au moins un desdits attributs déterminés pour ladite maille et pour des mailles voisines de ladite maille ;
- On détermine ladite trajectoire dudit nouveau puits à forer audit temps t2, à partir au moins desdits indices de qualité desdits corps géologiques, desdits indices de qualité desdites mailles desdites corps géologiques, et de ladite longueur de ladite trajectoire dudit nouveau puits à forer ;
- On fore au moins ledit nouveau puits selon ladite trajectoire déterminée et on exploite lesdits hydrocarbures dudit réservoir géologique au moyen au moins dudit nouveau puits foré.
- Procédé selon la revendication 1, dans lequel on détermine ladite trajectoire dudit nouveau puits à forer audit temps t2 de la manière suivante :
- on détermine au moins une première maille de ladite trajectoire en sélectionnant ladite maille de ladite représentation maillée vérifiant au moins les conditions suivantes : ladite maille appartient audit objet géologique ayant un indicateur de qualité de corps géologique satisfaisant à un deuxième critère prédéfini et ladite maille a un indicateur de qualité de maille satisfaisant à un troisième critère prédéfini ;
- à partir de ladite première maille, on recherche une liste ordonnée de mailles voisines deux à deux telle qu'une courbe passant par les mailles de ladite liste ordonnée ait une longueur égale à ladite longueur prédéfinie de ladite trajectoire et de manière à satisfaire un quatrième critère relatif à une somme, réalisée pour toutes les mailles de ladite liste ordonnée, d'un paramètre déterminé pour chacune des mailles de ladite liste ordonnée, ledit paramètre d'une maille de ladite liste ordonnée étant fonction de la distance euclidienne entre ladite maille et la maille précédente dans ladite liste ordonnée et d'au moins ledit indice de qualité de ladite maille. - Procédé selon la revendication 2, dans lequel ledit paramètre d'une maille de ladite liste ordonnée est en outre fonction de l'indicateur de qualité de la maille voisine précédant ladite maille dans ladite liste ordonnée.
- Procédé selon l'une des revendication 2 à 3, dans lequel ledit paramètre d'une maille de ladite liste ordonnée est en outre fonction dudit indicateur de qualité dudit objet géologique auquel appartient ladite maille.
- Procédé selon la revendication 4, dans lequel ledit paramètre d'une maille de ladite liste ordonnée s'exprime selon une formule du type :
[Math 3]
- Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ledit attribut est choisi parmi : la hauteur d’huile et/ou de gaz, la perméabilité relative à l’huile et/ou au gaz et ou/ à l’eau, la perméabilité horizontale, la pression de fluide, la saturation en huile et/ou en gaz et/ou en eau, la distance au puits le plus proche.
- Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit indicateur de qualité d’une classe est calculé à partir des valeurs moyennes des valeurs desdits attributs associés à ladite classe.
- Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit indicateur de qualité d’une classe correspond à une somme pondérée des valeurs moyennes normalisées desdits attributs de ladite classe.
- Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ladite méthode de classification est l'algorithme du K-means.
- Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ledit indice de qualité dudit objet géologique est déterminé en réalisant une moyenne pondérée des valeurs desdits attributs déterminées à l'échelle dudit objet géologique, et dans lequel on détermine une valeur d'un attribut à l'échelle dudit objet géologique :
- en réalisant une moyenne desdites valeurs dudit attribut en chacune des mailles dudit corps géologique, ou
- en réalisant une somme desdites valeurs dudit attribut en chacune des mailles dudit corps, ou
- en prenant le maximum ou le minimum desdites valeurs dudit attribut en chacune des mailles dudit corps géologique. - Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ledit indicateur de qualité de ladite maille dudit objet géologique est déterminé au moyen d'une moyenne glissante appliquée dans une fenêtre incluant des mailles voisines de ladite maille.
- Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel on réitère les étapes a) à h), l’étape a) à une itération donnée supérieure ou égale à 2 étant réalisée en tenant compte de la position desdits nouveaux puits ajoutés à l’itération précédente.
- Produit programme d'ordinateur téléchargeable depuis un réseau de communication et/ou enregistré sur un support lisible par ordinateur et/ou exécutable par un processeur, dans lequel il comprend des instructions de code de programme pour la mise en œuvre du procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1910977A FR3101660B1 (fr) | 2019-10-03 | 2019-10-03 | Procédé pour déterminer une trajectoire d'un puits dans un réservoir pétrolier |
| PCT/EP2020/076795 WO2021063804A1 (fr) | 2019-10-03 | 2020-09-24 | Procede pour determiner une trajectoire d'un puits dans un reservoir petrolier |
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1910977A FR3101660B1 (fr) | 2019-10-03 | 2019-10-03 | Procédé pour déterminer une trajectoire d'un puits dans un réservoir pétrolier |
| FR1910977 | 2019-10-03 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR3101660A1 true FR3101660A1 (fr) | 2021-04-09 |
| FR3101660B1 FR3101660B1 (fr) | 2021-10-08 |
Family
ID=69572067
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR1910977A Expired - Fee Related FR3101660B1 (fr) | 2019-10-03 | 2019-10-03 | Procédé pour déterminer une trajectoire d'un puits dans un réservoir pétrolier |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| FR (1) | FR3101660B1 (fr) |
| WO (1) | WO2021063804A1 (fr) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6549879B1 (en) | 1999-09-21 | 2003-04-15 | Mobil Oil Corporation | Determining optimal well locations from a 3D reservoir model |
| WO2009114211A1 (fr) * | 2008-03-10 | 2009-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Procédé pour déterminer des trajets alternatifs distincts entre deux ensembles d’objet dans des données hétérogènes en 2d et 3d |
| EP2568110A1 (fr) * | 2011-09-06 | 2013-03-13 | IFP Energies Nouvelles | Procéde d'exploitation d'un gisement pétrolier à partir d'une technique de selection des positions des puits à forer |
| AU2015268702B2 (en) * | 2008-11-17 | 2016-02-11 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for dynamically developing wellbore plans with a reservoir simulator |
| WO2016057070A1 (fr) * | 2014-10-08 | 2016-04-14 | Chevron U.S.A. Inc. | Positionnement de puits automatisé pour évaluation de réservoir |
| EP2963235B1 (fr) | 2014-07-04 | 2017-02-22 | IFP Energies nouvelles | Procede d'exploitation d'un gisement petrolier a partir d'une technique de positionnement des puits a forer |
-
2019
- 2019-10-03 FR FR1910977A patent/FR3101660B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2020
- 2020-09-24 WO PCT/EP2020/076795 patent/WO2021063804A1/fr active Application Filing
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6549879B1 (en) | 1999-09-21 | 2003-04-15 | Mobil Oil Corporation | Determining optimal well locations from a 3D reservoir model |
| EP1389298B1 (fr) | 1999-09-21 | 2011-03-02 | ExxonMobil Oil Corporation | Procede pour determiner l'emplacement optimal de puits a partir d'un modele de reservoir en trois dimensions |
| WO2009114211A1 (fr) * | 2008-03-10 | 2009-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Procédé pour déterminer des trajets alternatifs distincts entre deux ensembles d’objet dans des données hétérogènes en 2d et 3d |
| AU2015268702B2 (en) * | 2008-11-17 | 2016-02-11 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for dynamically developing wellbore plans with a reservoir simulator |
| EP2568110A1 (fr) * | 2011-09-06 | 2013-03-13 | IFP Energies Nouvelles | Procéde d'exploitation d'un gisement pétrolier à partir d'une technique de selection des positions des puits à forer |
| EP2963235B1 (fr) | 2014-07-04 | 2017-02-22 | IFP Energies nouvelles | Procede d'exploitation d'un gisement petrolier a partir d'une technique de positionnement des puits a forer |
| WO2016057070A1 (fr) * | 2014-10-08 | 2016-04-14 | Chevron U.S.A. Inc. | Positionnement de puits automatisé pour évaluation de réservoir |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2021063804A1 (fr) | 2021-04-08 |
| FR3101660B1 (fr) | 2021-10-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3144468B1 (fr) | Procédé pour caracteriser le réseau de fractures d'un gisement fracture et procédé pour l'exploiter | |
| EP2581767B1 (fr) | Méthode pour construire un maillage d'un réservoir fracturé avec un nombre limité de noeuds dans le milieu matrice | |
| EP2037080B1 (fr) | Méthode pour estimer la preméabilité d'un réseau de fractures à partir d'une analyse de connectivité | |
| EP2628893B1 (fr) | Procédé d'exploitation d'un gisement à partir d'une technique de sélection des positions de puits à former | |
| EP2530493B1 (fr) | Méthode pour construire un maillage d'un réseau de fractures à partir de diagramme de voronoi | |
| EP2761340B1 (fr) | Procédé d'extraction de vignette d'une image d'entraînement pour contraindre la modélisation géostatistique multipoint du sous-sol | |
| EP2568110B1 (fr) | Procéde d'exploitation d'un gisement pétrolier à partir d'une technique de selection des positions des puits à forer | |
| FR2855631A1 (fr) | Methode pour optimiser la production d'un gisement petrolier en presence d'incertitudes | |
| EP2963235B1 (fr) | Procede d'exploitation d'un gisement petrolier a partir d'une technique de positionnement des puits a forer | |
| FR3045868A1 (fr) | Procede pour caracteriser et exploiter une formation souterraine comprenant un reseau de fractures | |
| CA2821099C (fr) | Procede d'exploitation d'un reservoir geologique a partir d'un modele de reservoir cale par le calcul d'une loi analytique de distribution conditionnelle de parametres incertains du modele | |
| CA2732474C (fr) | Methode de calage d'historique d'un modele geologique comportant un reseau de failles sub-sismiques | |
| EP2770162B1 (fr) | Procédé d'exploitation d'un réservoir géologique au moyen d'un modèle de réservoir calé et cohérent vis à vis des propriétés d'écoulement | |
| FR3101660A1 (fr) | Procédé pour déterminer une trajectoire d'un puits dans un réservoir pétrolier | |
| EP3252508B1 (fr) | Procédé d'exploitation des hydrocarbures d'une formation souterraine, au moyen d'une mise à l'échelle optimisée |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 2 |
|
| PLSC | Publication of the preliminary search report |
Effective date: 20210409 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 3 |
|
| ST | Notification of lapse |
Effective date: 20230606 |