Modélisation des hétérogénéités lithologiques à l'échelle du réservoir pétrolier en milieu marin et fluviatile :
Résumé
When modelling a petroleum reservoir, well data are very useful to model properties at a sub-seismic scale. Petrophysical properties like porosity or permeability are linked to the rock-type. Two methods based on well data have been developed to model facies. The first one is used to model marine carbonates deposits. The geometry of sedimentary layers is modelled through a special parameterisation of the reservoir similar to Wheeler space. The time parameter is defined along the well paths thanks to correlations. The layer thickness is then extrapolated between wells. A given relationship between facies and bathymetry of sedimentation makes it possible to compute bathymetry along the well paths. Bathymetry is then extrapolated from wells and a reference map using the concept of accommodation. The model created this way is stratigraphically consistent. Facies simulation can then be constrained by the computed bathymetry. The second method describes a novel approach to fluvial reservoirs modelling. The core of the method lies in the association of a fairway with the channels to be simulated. Fairways are positioned so that all data are taken in account; they can be stochastic if unknown or explicitly entered if identified on seismic data. A potential field is defined within the fairway. Specifying a transfer function to map this potential field to thickness results in generating a channel inside the fairway. A residual component is stochastically simulated and added to the potential field creating realistic channel geometries. Conditioning to well data is obtained by applying the inverse transfer function at the data location to derive thickness values that will constrain the simulation of residuals
En modélisation de réservoirs pétroliers, les informations apportées par les puits sont très importantes pour pouvoir modéliser les propriétés à l'échelle sub-sismique. Les propriétés pétrophysiques (porosité et perméabilité) sont directement liées au faciès des roches. Deux méthodes ont été développées qui permettent la modélisation de ce faciès contrainte par les données de puits. La première s'intéresse à la modélisation des dépôts carbonatés en milieu marin. La géométrie des couches sédimentaires est modélisée en utilisant une paramétrisation particulière du réservoir proche de l'espace de Wheeler. Le paramètre temps est calé grâce aux corrélations faites entre les puits. L'épaisseur de chaque strate chronologique peut alors être calculée aux puits puis extrapolée. Le faciès est supposé lié à la bathymétrie au moment du dépôt, ce qui permet de définir une courbe de bathymétrie le long des puits. La bathymétrie est ensuite extrapolée à partir des puits et d'une carte de référence en s'appuyant sur le concept d'accommodation, ce qui permet d'obtenir un résultat cohérent du point de vue stratigraphique. La simulation de faciès est ensuite contrainte par la bathymétrie modélisée. La seconde méthode permet la simulation de chenaux. Une ceinture chenalisante est associée aux chenaux à simuler. Elle peut être placée aléatoirement tout en respectant les données ou fixée d'après l'interprétation de données sismiques. Un potentiel est défini à l'intérieur de la ceinture. Une fonction de transfert permet de calculer les épaisseurs de sédiments en fonction du potentiel, ce qui permet d'obtenir des corps en trois dimensions. Un bruit est simulé stochastiquement et ajouté au potentiel, ce qui génère des géométries de chenaux très réalistes. Le conditionnement par des données de puits se fait en inversant la fonction de transfert, ce qui permet d'interpréter les épaisseurs observées en terme de valeur de bruit à simuler
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