Etude et mise à l'échelle des écoulements diphasiques en milieux poreux hétérogènes par une approche d'optimisation

Study and upscalling of diphasic flows in heterogeneous porous media by an optimization approach

• Auteur / Autrice : François McKee
• Direction : Christophe Berthon, Christophe Preux
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Mathématiques appliquées
• Date : Soutenance en 2014
• Etablissement(s) : Nantes
• Ecole(s) doctorale(s) : École doctorale Sciences et technologies de l'information et mathématiques (Nantes)
• Partenaire(s) de recherche : autre partenaire : Université de Nantes. Faculté des sciences et des techniques
• Jury : Président / Présidente : Edwige Godlewski
• Jury : Examinateurs / Examinatrices : Christophe Berthon, Christophe Preux, Edwige Godlewski, Stéphane Clain
• Jury : Rapporteurs / Rapporteuses : Stéphane Clain

Mots clés

Mots clés contrôlés

Écoulement diphasique

Mots clés libres

Simulation de réservoir

Changement d’échelle

Résumé

Le couplage de l'expertise géologique et de la simulation numérique permet à l'industrie pétrolière de construire des modèles de réservoir toujours plus détaillés. Ces modèles intègrent la totalité des données de production et de sismique disponibles, mais nécessitent l'utilisation de la géostatistique et d'une approche stochastique. Un grand nombre de simulations est requis pour estimer les réserves d'hydrocarbures et pour optimiser la récupération de pétrole. Lors d'une première étape, les ingénieurs conçoivent un modèle géologique respectant la géométrie du réservoir et pouvant contenir plusieurs millions de mailles. Dans un second temps, un modèle de réservoir, plus grossier, est construit. Celui-ci contient un nombre réduit de mailles et assure un temps de simulation raisonnable. L'upscaling est la caractérisation du modèle de réservoir conformément aux données du modèle géologique. L'upscaling d'écoulements multiphasiques est encore un problème d'actualité. En effet, les méthodes disponibles sont souvent appliquées au cas par cas ou par étapes successives. Les courbes de perméabilités relatives, caractéristiques des écoulements multiphasiques, sont au coeur du problème. Nous proposons ici une méthode d'upscaling des courbes de perméabilités relatives par une approche d'optimisation. Le réservoir étudié est découpé en zones distinctes. Les courbes de perméabilités relatives upscalées, obtenues pour chaque zone, permettent d'obtenir un modèle de réservoir approchant le modèle géologique en termes d'écoulement équivalent.

Geological and geophysical expertise coupled to numerical simulation allow the petroleum industry to build increasingly detailed reservoir models. These models integrate the whole set of available data (production and seismic) but involve geostatistics and stochastic approach. A large number of simulations is required to estimate hydrocarbon reserves and optimize oil recovery. During a first step, engineers build a geological model respecting the real geometry of the reservoir and containing possibly million of cells. The second step consist in building a coarser model, the reservoir model. It contains less cells in order to ensure that numerical simulation is feasible within a reasonable time. Upscaling is the characterization of the reservoir model accordingly to the geological model properties. Multiphase flows upscaling is still an actual issue. Indeed, methods are applied from case to case or in successive stages. Relative permeability curves, characteristic of multiphase flow equations, are a real issue. The main purpose here is to propose an upscaling method for relative permeability by an optimization approach. The studied reservoir is divided in several zones. The upscaled relative permeability curves obtained for each zone allow the building of a reservoir model. This reservoir model forms a good match for the geological model in terms of equivalent flow.