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Ensemble History Matching (EnHm)
Accélérer la refonte des modèles réservoir de nos champs matures

Un projet présenté par Anahita Abadpour, Moyosore Adajare, Pierre Bergey, Yan Chen et Renaud Deboaisne

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Anahita Abadpour

Best Innovators

Valoriser un actif mature nécessite de pouvoir en évaluer les réserves, c’est à dire d’en prédire la production. Pour ce faire, l’industrie pétrolière recourt à des modèles réservoir qu’on cherche préalablement à calibrer sur des historiques de production. Essentielle, cette étape de « calage » est chronophage et souvent peu efficace. Après calage, nos modèles ne respectent pas toujours bien les descriptions géologiques et fournissent une prédiction plus ou moins fiable de la production future. Le recours à la méthode des Ensembles, permet d’améliorer la qualité du calage de l’historique d’un champ et d’accroître la fiabilité des prédictions tout en réduisant le temps d’étude nécessaire.

EnHM, un process industrialisé unique dans l'Oil & Gas

Longues et fastidieuses, les méthodes traditionnelles de calage représentent un coût très important, puisque des années peuvent être nécessaires pour caler un modèle réservoir sur un champ mature composé de nombreux puits. Malgré cela, elles demeurent insatisfaisantes puisqu’elles ne prennent pas en compte de nombreuses incertitudes, introduisant de facto une part de subjectivité.

D’où notre recours à la méthode des Ensembles, utilisée pour la première fois en 2003 par l’IRIS (International Research Institute of Stavanger) pour le calage des modèles réservoir. Initialement proposée pour la conception de modèles prévisionnels météorologiques, cette méthode n’est pas sensible au nombre de paramètres incertains. Elle repose sur une structuration mathématique innovante du problème.

Après 10 années de recherche initiée au sein de notre centre de recherche d’Aberdeen, spécialisé dans les Géosciences et suivie par des développements au centre scientifique de Pau, notre approche EnHM est aujourd’hui sans équivalent au sein de l’industrie. Bénéficiant de notre supercalculateur Pangea et d’une approche de géo-modélisation intégrée au sein de Sismage-CIG, elle présente de nombreux atouts :  

  • Intégration et optimisation d’un nombre très important  de variables auxquelles on associe des degrés d’incertitude (centaines des millions dans chaque modèle)
  • Proposition de solutions cohérentes d'un point de vue géologique et géophysique ;
  • Rapidité de mise en œuvre et d'exécution pour obtenir un groupe de réalisations (au lieu d’un) honorant les données réelles.

Cette maturité méthodologique permet de calibrer automatiquement et en boucle plusieurs dizaines de modèles, en considérant parallèlement des incertitudes importantes quant à la géométrie réelle du réservoir ou aux paramètres roche et fluide, mesurés très localement. Avec à la clé une amélioration de la qualité du calage de l'historique des données de production, et donc in fine des profils prévisionnels beaucoup plus robustes.

Deux pilotes de taille

Industrialisé en 2016, la méthode EnHM a déjà été implémentée à deux reprises, pour des champs géants au Moyen-Orient :

  • Dans le premier cas, nous étions confrontés à un champ offshore présentant de nombreuses complexités, liées à la diagenèse et aux variations lithologiques. Une acquisition sismique suivi par une inversion stochastique avait déjà été réalisée en 2015 pour améliorer la compréhension des lithologies et la distribution des paramètres pétrophysiques. Seule la méthode des Ensembles a permis de traiter les nombreuses incertitudes tant sur les propriétés pétrophysiques que sur la géologie.

Grâce à EnHM, l’équipe composée de 2 ingénieurs réservoir a ainsi pu livrer une centaine de modèles dont la cohérence géologique après calage a été confirmée.

  • Dans le deuxième cas, le problème de calage était encore plus complexe : un très grand nombre de puits; de nombreuses hétérogénéités liées aux réseaux de fracturation et de dissolution; un contact tilté incertain ; des variations latérales des propriétés de fluide résultant d’un historique complexe de chargement lors de la migration des hydrocarbures.

Et pourtant la méthode EnHM a permis de caler l’historique du champ sur un modèle préliminaire. Deux mois ont ainsi suffit pour caler l’historique d’un modèle contenant 20 millions de cellules, sur la base de 200 puits en production pendant vingt années de production. 

Véritable avantage compétitif, la méthode EnHM devrait ainsi continuer à être utilisée dans les futures études sur nos autres champs matures, quelles qu'en soient la taille et la complexité. En réduisant drastiquement les délais (et les coûts) dans la refonte des modèles réservoir, elle participera au redéveloppement accéléré de ces ressources stratégiques pour le Groupe.

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