Changement d'échelle dans les modèles hydromécaniques couplés des réservoirs fracturés

par Rémy Marmier

Thèse de doctorat en Génie civil - hydrosystèmes - géotechnique

Sous la direction de Mikhail Panfilov et de Dashnor Hoxha.

Soutenue le 27-09-2007

à Vandoeuvre-les-Nancy, INPL , dans le cadre de RP2E - Ecole Doctorale Sciences et Ingénierie des Ressources, Procédés, Produits, Environnement , en partenariat avec Laboratoire d'énergétique et de mécanique théorique et appliquée (Nancy) (laboratoire) .

Le président du jury était Philippe Ackerer.

Le jury était composé de Mikhail Panfilov, Dashnor Hoxha, Michel Quintard, Djimedo Kondobagh, Albert Giraud, Phiilippe Ackerer, Laurent Jeannin.

Les rapporteurs étaient Michel Quintard, Djimedo Kondobagh.


  • Résumé

    L'étude présentée dans ce travail a pour objectif d'apporter une amélioration de la description du couplage entre les déformations et les écoulements pour la modélisation pétrolière de la production des réservoirs fracturés. La perturbation de l'état d'équilibre initial dans le réservoir par l'extraction des hydrocarbures et / ou l'injection de fluides peut induire des déformations à la fois de la matrice poreuse et des fractures. Ces dernières représentent les chemins d'écoulement préférentiels des hydrocarbures et leur déformation peut modifier considérablement la récupération des ressources en place. Les simulations conventionnelles des réservoirs fracturés reposent sur une description homogénéisée simplifiée dite 'double milieu' et supposent que le milieu n'est pas déformable. Nous proposons tout d'abord une généralisation de ces modèles au cas des milieux déformables en construisant un modèle hydromécanique complètement homogénéisé à l'aide des méthodes d'homogénéisation asymptotique. Nous présentons ensuite une estimation des coefficients poromécaniques des milieux fracturés à partir des lois de comportement expérimentales des fractures ainsi qu'une méthodologie de réactualisation de la perméabilité des fractures. Dans le cadre de simulations industrielles pétrolières, un modèle poromécanique basé sur ces résultats et un modèle de réservoir sont utilisés séquentiellement afin de satisfaire l'ensemble des équations d'équilibre mécanique et d'écoulement. A l'aide de simulations hydromécaniques nous reproduisons l'impact de la fermeture et / ou de l'ouverture des fractures sur la production des ressources en place pour des schémas de production primaire et secondaire

  • Titre traduit

    Up-scaling of coupled hydromechanical models for fractured reservoirs


  • Résumé

    This study aims at providing a better description of the coupling effects between deformation and flow for the simulation of the production of fractured reservoirs. The modification of the initial equilibrium state of stress in the reservoir, due to hydrocarbon extraction and /or fluid injection, may lead both the porous matrix and the fracture network to suffer deformation. As the fractures usually constitute the preferentially flow pathways, their deformation may considerably affect the recovery of the resources in place. Simulations of fractured reservoir usually make use of homogenized and simplified description referred to "double porosity" model and assume a non-deformable fractured medium. We first develop a generalization of these models to the case of double porosity defolmable media building a fully homogenized hydromechanical model. Then, we both investigate estimations of the poromechanical coefficients for fractured media based on experimental behaviour laws of fractures and present a methodology for the actualization of the fracture permeability. In the framework of the industrial simulation of fractured reservoirs, a poromechanical simulator based on these results and a reservoir simulator are sequentially combined to satisfy the set of equations of mechanical equilibrium and flow. In this study, hydromechanical simulations reproduce the impact of the fracture closure and/or re-opening on recovery efficiency during primary and secondary production schemes of fractured reservoirs


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