Modélisation inverse de l'écoulement en milieux poreux fracturés

Inverse modelling of flow in fractured porous media

• Auteur / Autrice : Jérémie Bruyelle
• Direction : Philippe Davy
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Sciences de la Terre
• Date : Soutenance en 2010
• Etablissement(s) : Rennes 1
• Ecole(s) doctorale(s) : École doctorale Sciences de la matière (Rennes1996-2016)
• Partenaire(s) de recherche : autre partenaire : Université européenne de Bretagne (2007-2016)

Mots clés

Mots clés contrôlés

Pétrole -- Puits -- Essais

Roches -- Fracturation

Réservoirs d'hydrocarbures

Optimisation globale

Problèmes inverses

Résumé

La caractérisation des réservoirs fracturés repose sur : (i) la conception de modèles géologiques intégrant les propriétés déterministes et / ou stochastiques de fracturation ; (ii) la validation des modèles via le calage de modèles d'écoulement avec les données dynamiques mesurées sur le champ, e. G. Tests de puits. L'approche adoptée à l'IFP afin d'effectuer cette caractérisation se base sur des réalisations de réseaux de fractures discrètes (RFD), à partir des modèles géologiques, sur lesquels l'écoulement peut être simulé. Cette approche permet une interprétation directe du comportement hydraulique du réservoir à partir de sa géologie. La calibration des données simulées avec celles mesurées permet de caractériser les propriétés des familles de fractures associées au RFD. Cette thèse propose de faciliter la phase de calibration en développant une méthodologie et des outils d'inversion adaptés. Ce « simulateur inverse » fournit automatiquement des estimations des paramètres de densité, longueur, conductivité et ouverture des différentes familles de fractures à partir des données de tests de puits.

The characterization of fractured reservoirs involves : (i) the design of geological models integrating statistical and/or deterministic fracture properties ; (ii) the validation of flow simulation models by calibrating with dynamic field data, e. G. Well tests. The IFP approach to perform this characterization is based on the realization of discrete fracture networks (DFN), based on geological models, on which the flow can be simulated. This approach allows a direct interpretation of the hydraulic behavior of the reservoir from its geology. The calibration of simulated data with measured values can characterize fracture sets properties associated with DFN. This thesis proposes to facilitate the calibration phase in developing a methodology and inversion tools suited. This « inverse simulator » automatically provides estimates of density, length, conductivity, and aperture parameters of different fracture sets from well test data.