Modeling flow in fractured geologic media : upscaling and application to deep geothermal reservoirs

par Tawfik Rajeh

Thèse de doctorat en Surfaces Interfaces Continentales Hydrologie

Sous la direction de Rachid Ababou et de Manuel Marcoux.

Le président du jury était Philippe Renard.

Le jury était composé de Rachid Ababou, Manuel Marcoux, Benoît Nœtinger, Inga Berre, Michel Garcia, Dominique Bruel, Jean-François Thovert.

Les rapporteurs étaient Benoît Nœtinger, Inga Berre.

  • Titre traduit

    Modélisation des écoulements en milieux géologiques fracturés : montée d'échelle et application à la géothermie profonde


  • Résumé

    Fractures dans les roches constituent un chemin préférentiel pour les écoulements et les transferts dans les milieux géologiques. Les roches poreuses fracturées se retrouvent dans diverses applications comme par exemple l’ingénierie pétrolière et gazière, le stockage géologique du CO2 et l’extraction d’énergie géothermique. Cette thèse de doctorat présente un ensemble d’analyses des propriétés géométriques, topologiques et hydrauliques des réseaux de fractures dans une perspective d’homogénéisation et d’application à la simulation numérique des réservoirs géothermique. La description des fractures planes en 3D, ou plus spécifiquement des réseaux de fractures discrets (dénommés « DFN » pour « Discrete Fracture Networks »), leurs propriétés statistiques et la façon de les modéliser sont étudiés. Comme la perméabilité joue un rôle essentiel dans l’écoulement et le transport dans les roches poreuses fracturées, nous avons dans un premier temps développé une procédure de changement d’échelle (upscaling) pour déterminer le tenseur de perméabilité équivalente des milieux poreux fracturé en 3D. Cette nouvelle approche est basée sur le principe de superposition, amélioré par des facteurs de connectivité déterminés tout d’abord empiriquement. Ces facteurs correctifs ont pour but de prendre en compte les propriétés de connectivité et de percolation des réseaux de fractures. Malgré son efficacité à prédire la perméabilité équivalente, la méthode proposée présente deux limitations dues essentiellement à la difficulté numérique de capter la percolation et les détails des connections des réseaux de fractures. Pour surmonter ces difficultés et pour effectuer des analyses plus fines des réseaux de fractures, un nouvel outil d’analyse des propriétés géométriques et topologiques des réseaux de fractures 3D a été développé. Dans cet outil, tous les attributs géométriques et topologiques (calcul d’intersections, longueurs de traces, amas percolant, etc.) des réseaux de fractures sont déterminés par un ensemble d’algorithmes. Ces algorithmes sont validés en détails, et leurs efficacités computationnelles sont démontrées. La finalité de ces outils algorithmiques est de donner une représentation des réseaux de fractures par graphes. Avec ces nouveaux outils, les capacités à traiter des réseaux de fractures 3D sont fortement améliorées. Ainsi, en utilisant la représentation en graphes, de nouvelles approches ont été développées concernant trois aspects des réseaux de fractures : (i) la percolation, (ii) le phénomène de groupement de fractures (Clustering) et (iii) la monté d’échelle de la perméabilité par la méthode des graphes. Un simulateur thermo-hydraulique a in fine été développé avec le code open source « OpenFoam ». L’objectif est d’appliquer les techniques de changement d’échelle développées dans cette thèse à des problèmes de simulations des réservoirs géothermiques. Un premier exemple prototype de système de deux puits d’injection-production dans un réservoir géothermique est simulé. D’autres cas sont en cours de traitement dans le cadre du projet GEOTREF ( www.geotref.com ).


  • Résumé

    Fractures constitute major pathways for flow and transport in fractured porous rocks. These types of rocks are encountered in a wide range of applications like for example gas and petroleum engineering, CO2 sequestration and geothermal energy extraction. The present thesis presents a framework to analyze geometrical, topological and hydraulic properties of 3D planar fracture networks with focus on upscaling these properties to obtain an equivalent continuum, in view of application to simulations of geothermal reservoir exploitation. The description of fractures and discrete fracture networks (DFN), their statistical properties and their generation procedures are studied. As permeability plays a key role in flow and transport in fractured porous rocks, we have developed a fast upscaling approach for determining the equivalent permeability tensor of 3D fractured porous media. This new approach is based on the superposition principle improved by empirical connectivity factors in order to take into account the connectivity and percolation properties of the fracture network. Although efficient in predicting permeability, the proposed method presents a major limitation due mainly to the difficulty in assessing the percolation and connectivity properties of the network. To overcome these limitations and for further insightful analyses of DFN composed of planar fractures, an original framework of geometrical and topological analysis of 3D fracture networks has been developed. In this framework, all the geometrical and topological attributes (intersections, areas, trace lengths, clusters, percolating clusters, etc.) of a DFN are explicitly calculated by a set of algorithms. These algorithms are validated in detail by comparison to commercial softwares, and their computational efficiency is highlighted. The final purpose of this framework is to give a graph representation of the DFN. Given the newly developed tools, our capabilities of treating fracture networks have drastically increased. Hence, using a graph representation of the DFN, new approaches have been developed concerning two main issues with fracture networks: (i) percolation, (ii) clustering phenomenon (i.e., the formation of clusters by groups of fractures) and (iii) permeability upscaling. A large scale thermo-hydraulic simulator has therefore been developed with the finite volume open source code “OpenFoam”. The purpose is to apply the upscaling techniques to large scale reservoir configurations with a full coupling with heat transfer. A typical example of injectionproduction wells in a 3D geothermal reservoir is presented, and other cases are being developed within the GEOTREF project ( www.geotref.com ).


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