En poursuivant votre navigation sur ce site, vous acceptez l’utilisation de cookies notamment pour réaliser des statistiques de visites afin d’optimiser la fonctionnalité du site.
Ok, tout accepter
Personnaliser
Please check an answer for every question.
Nous utilisons des cookies pour personnaliser le contenu et analyser notre trafic. Nous partageons également des informations de votre navigation avec nos partenaires analytics. Ils peuvent les combiner avec d'autres informations que vous leur avez fournies ou qu'ils ont recueillies suite à l'utilisation de leurs services.

L’optimisation du développement des ressources non conventionnelles est confrontée à un problème de taille. Les outils standards de modélisation et de simulation n’offrent que des estimations imprécises, puisqu’ils évaluent empiriquement les performances futures par rapport à des historiques de production. Difficile à ce titre d’optimiser le développement de ces ressources. C’est pourquoi nous avons eu recours à la science des données (data science) pour améliorer, à partir de données existantes, les prédictions de performance de nos puits aux États-Unis.

Pari gagné avec l’application Smart Predictive Analytics (SPA) développée par les équipes de Total, qui permet une précision de l’ordre de 90% : un avantage concurrentiel important pour nos développements.

antoine_bertoncello_exploration_production_total
Antoine Bertoncello

Best Innovators

david_foullon_exploration_production_total
David Foulon

Best Innovators

nommie_kashani_exploration_production_total
Nommie Kashani

Best Innovators

pierre-yves_aquilanti_exploration_production_total
Pierre-Yves Aquilanti

Best Innovators

rob_merritt_exploration_production_total
Rob Merritt

Best Innovators

L’exigence d’une meilleure prédiction des performances des puits

La révolution des gaz de schiste aux États-Unis a été fortement liée à des campagnes intensives de forage et de fracturations massives. De très nombreux puits ont été forés, permettant d‘augmenter significativement la production domestique, mais 20% seulement d’entre eux était rentable. Un gaspillage important des investissements, qui a également eu un fort impact sur le plan environnemental.

Compte tenu du ralentissement des prix des hydrocarbures et des objectifs de rentabilité, il devient donc critique d'être plus sélectif dans les décisions d'investissement. Donc meilleur dans l’identification des puits à forer et plus précis dans la prédiction de l’évolution des productions.

Les méthodes standards utilisées pour prédire la performance de puits non conventionnels (type curves) donnent un classement des régions à forer, mais ne permettent pas d'identifier les meilleurs puits parmi les centaines d'emplacements possibles. D’où l’idée de tester une méthode de data analytics afin d’améliorer les prédictions sur Utica, un champ de gaz de schiste situé en Ohio, dont nous sommes partenaires à hauteur de 25%.

Un succès qui a mobilisé une équipe transverse

Outre une compréhension multidisciplinaire de ce défi, le développement de cet outil a reposé sur deux expertises fortes de Total :

  • Une capacité de synthèse et d’analyse approfondie
  • Les développements non conventionnels sont par nature très riches en données. Une immense quantité d'informations provenant des 600 puits et des 12 000 fractures hydrauliques d’Utica était disponible. Synthèse réservoir, base de données des complétions des puits, données de production actualisées en permanence sur le champ… nous avons consolidé ces multiples sources pour les intégrer dans une base de données unique.

De puissantes plateformes de calcul

Nous avons eu ensuite recours à des algorithmes d’apprentissage automatique (machine learning) pour prédire la production de gaz, de condensats et d’eau ainsi que la composition du gaz. Avec l’intégration de ce workflow dans nos infrastructures de calcul haute performance, il est possible de générer des milliers de profils de puits futurs en moins d’une minute au lieu de plusieurs mois avec l’utilisation des méthodes traditionnelles.

Un avantage concurrentiel important

Après de nombreuses étapes de validation, l’application SPA nous permet de prédire la production d’un champ avec une précision de 90% par rapport à la production réelle sur Utica. Par comparaison, la précision affichée par les types curves est de seulement 50%. Sans compter que notre puissance exceptionnelle de calcul va nous permettre d’évaluer des scénarios encore plus complexes ou intégrant encore plus de données.

Développée initialement sur nos activités aux États-Unis, cet outil est en cours de brevetage. Un processus d'industrialisation devrait permettre son extension à d'autres filiales en 2018, telles que la Chine sur le champ de gaz de Sulige.

  • Smart Predictive Analytics (SPA) analyse des millions de points de données du champ pétrolier en un instant pour apprendre le comportement typique des puits et prévoir le futur déclin du réservoir.
  • Cette innovation permet de prévoir avec une grande précision les performances futures de milliers de puits en quelques minutes en associant l‘analyse prédictive au calcul haute performance.
  • Comparaison de la production réelle (Y) et des prévisions de production en utilisant des méthodes traditionnelles (en Y) – Exemple d’Utica. CGR signifie Condensate-Gas-Ratio.
  • Comparaison de la production réelle et des prévisions de production en utilisant les prévisions traditionnelles (en bleu) ou les analyses prédictives (en noir) – Exemple d’Utica.

Best Innovators

Les 10 innovations récompensées en 2017

Forage & Puits

L'analyse prédictive, avenir du forage ?

Recherche & Développement

Pour des puits plus rentables et plus sûrs