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The mid-Cretaceous Zebbag reservoir (SE-Tunisia) : a reassessment based on the integration of subsurface data and an outcrop analog

Abbassi, Amira 02 February 2024 (has links)
Dans le réservoir pétrolier de Zebbag (Crétacé moyen, SE de la Tunisie), une diminution imprévue de la production de pétrole a réduit les réserves récupérables prévues de 42% par rapport à leurs estimations initiales. Cette différence est interprétée comme étant la conséquence d’une mauvaise estimation initiale de l'hétérogénéité du réservoir. L'objectif principal de ce travail est de réévaluer les paramètres géologiques critiques qui étaient à l'origine négligés dans la prévision de la performance du réservoir. La diagraphie multi-paramètres de 17 forages et les carottes récupérées de quatre puits sont utilisés pour cette réévaluation. Ces données respectives sont traitées en conjonction avec une étude d'un analogue d'affleurement (loc. Dkhilet Toujane) pour approfondir notre compréhension des faciès sédimentaires, de l'architecture stratigraphique, de la diagenèse et de la géologie structurale rencontrés dans le réservoir Zebbag. L'analogue d'affleurement souligne l'importance de la dolomudstone à Thalassinoides pour les futurs scénarios de récupération de pétrole. Il montre également qu'à l'échelle régionale, il existe une perméabilité liée à la fracture améliorée qui coïncide avec une extension mi-crétacée de la lithosphère. La réévaluation de l'hétérogénéité des réservoirs montre que l'omission des argiles kaoliniques dans la modélisation des réservoirs peut expliquer la surestimation initiale de l'huile d'origine en place jusqu'à 25%. De nouvelles estimations des volumes d’argile indiquent l'importance de l'unité Zebbag-3 qui agit comme une barrière entre l'unité inférieure Zebbag-4 et les unités supérieures Zebbag-1 et Zebbag-2. Cette stratification complexe du réservoir peut expliquer un écart de 5% du facteur de récupération initial. Cette étude présente également un système des failles normales précédemment non identifiés qui peuvent être mis à profit pour augmenter la production actuelle de 1500 barils de pétrole par jour.L'hétérogénéité des réservoirs peut ainsi expliquer jusqu'à 30% de la surestimation initiale de l'huile récupérable. Les 12% restants sont probablement le résultat de problèmes dynamiques tels que la pression et la mouillabilité qui devraient être étudiés plus en détail. / In the Zebbag petroleum reservoir (Mid-Cretaceous, SE Tunisia), an unexpected decrease in oil production has cut the anticipated recoverable reserves by 42% of their initial estimates. This difference is interpreted as the consequence of a poor initial evaluation of the reservoir heterogeneity. The main objective of this work is to reassess the critical geological parameters that were originally overlooked in the prediction of the reservoir performance.Multi-parameter wireline logs from 17 boreholes and the recovered cores from four wells are used for this reassessment. These respective data are treated in conjunction with a study of an outcrop analog (loc. Dkhilet Toujane) to further our understanding of the sedimentary facies, stratigraphic architecture, diagenesis and structural geology that are encountered in the Zebbag reservoir. The outcrop analog emphasizes the significance of Thalassinoides dolomudstone for future oil recovery scenarios. It also shows that, at regional scale, there is an enhanced fracture-related permeability that coincides with a mid-Cretaceous extension of the lithosphere.The re-evaluation of the reservoir heterogeneity shows that the omission of the kaolinitic clays in the reservoir modelling can explain the original overestimation of the original oil in place by up to 25%. New estimations of shale volumes point to the significance of unit Zebbag-3 that acts as a fluid baffler between the lower unit Zebbag-4 and the upper units Zebbag-1 and Zebbag-2. This complex reservoir layering can explain a 5% discrepancy of the initial recovery factor. This study also presents a system of previously unidentified normal faults that can be leveraged to enhance the current production by 1500 barrels of oil per day. Reservoir heterogeneity can thus explain up to 30% of the initial overestimation of the recoverable oil. The remaining 12% are likely the result of dynamic issues such as pressure and wettability that should be further studied.
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Architecture structurale de la ceinture de Gaspé (Canada) : imagerie sismique intégrée et application à l'évaluation pétrolière

Martin, Bêche 13 April 2018 (has links)
La péninsule de la Gaspésie (Québec, Canada) présente un potentiel pétrolier dans les roches datées de l'Ordovicien tardif au Dévonien inférieur. Dans l'est de la ceinture de Gaspé, des puits producteurs de gaz prouvent la présence de réservoirs pétroliers. Des nouvelles études structurales et des études de bassin dans la ceinture de Gaspé permettent de mieux évaluer le potentiel pétrolier de cette région. Nous présentons ici une nouvelle méthodologie pour la prospection d'hydrocarbures dans les régions de piémont de type ± fold and thrust belt ¿ comme la ceinture de Gaspé. Nous avons développé cette méthodologie en la testant au niveau de la partie centrale de la ceinture de Gaspé. Nous avons intégré les données gé'ologiquès et géophysiques disponibles pour l'étape d'imagerie sismique 2D afin de construire une image sismique directement en profondeur, ce qui a permis d'améliorer l'interprétation structurale, notamment la caractérisation des structures profondes et des failles majeures. Ce travail est suivi d'une modélisation de bassin afin d'évaluer le potentiel pétrolier. Cette étude s'effectue en plusieurs étapes: 1) La construction du modèle structural: L'intégration des données géologiques dans l'étape de la migration en profondeur avant sommation permet d'améliorer le rendu des images sismiques. Ces nouvelles images sont plus fiables et, étant migrées directement en profondeur, rendent les interprétations plus prochès de la géometrie réelle du sous-sol. Ces informations permettent de construire un modèle géologique plus complexe et de mieux contraindre le modèle structural de la ceinture acadienne. Les nouvelles interprétations ont permis en particulier, de mieux comprendre la relation entre les ceintures acadienne et taconienne. 2) L'évolution du modèle structural: il a été possible de valider la cohérence de la géométrie structurale grâce aux techniques de restauration. Cependant ce procédé n'a été appliqué qu'au niveau du Synclinal du Lac des Huit-Miles sur les successions stratigraphiques siluro-dévoniennes de la ceinture acadienne: les formations cambro-ordoviciennes ont été déformées par les orogenèses taconiennes et acadiennes ce qui rend impossible leur restauration. Ce scénario cinématique a été utilisé pour comprendre l'évolution géodynamique de la ceinture de Gaspé et ainsi permettre de proposer une nouvelle géométrie plus favorable à la production et à la migratiol1 des hydrocarbures. 3) Évaluation du système pétrolier : Suite à l'étape de restauration, la modélisation de bassin avec le logiciel Temis2D® a été appliquée à la succession stratigraphique Silurien-Dévonien du synclinal du Lac des Huit-Milles et à l'anticlinal de Causapscal. Temis2D® a permis de prédire l'évolution de la roche mère et le degré de maturation ainsi que la génération et l'expulsion des hydrocarbures, en utilisant le modèle structural et les données géochimiques des puits de la ceinture de Gaspé.
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Maillage dynamique tridimensionnel pour la simulation de l'écoulement dans un bassin sédimentaire / Three dimensional dynamic meshing for hydrocarbons flow simulation in sedimentary basin

Yahiaoui, Brahim 17 December 2013 (has links)
Afin de cibler une meilleure rentabilité des gisements d'hydrocarbures, la simulation numérique présente un intérêt grandissant dans le secteur pétrolier. Dans ce contexte, deux principaux types d'applications sont distingués : l'ingénierie du réservoir, où les modèles géologiques sont définis comme statiques et l'exploration des gisements par la simulation de la formation des hydrocarbures. Cette dernière application nécessite des modèles de bassins dynamiques. Pour ce type de simulation, la modélisation mathématique et numérique a connu une avancée importante durant les dernières années. En revanche, la construction de maillages indispensables pour les simulations reste une tâche lourde dans le cas de géométries complexes et dynamiques. La difficulté se traduit par la particularité du domaine à mailler, qui est dictée par la mécanique des milieux granulaires, c'est-à-dire des milieux quasi-incompressibles et hétérogènes. De plus, les données sismiques sont des surfaces non-implicites modélisant des blocs volumiques. Dans ce cadre, nous nous intéressons à la génération de maillages lagrangiens hexa-dominants des bassins à géométrie complexe. Le maillage souhaité doit contenir une couche de mailles principalement hexaédriques entre deux horizons et respecter les surfaces failles traversant ces horizons. Une méthodologie originale basée sur la construction d’un espace déplié est proposée. Le maillage souhaité est alors traduit par une grille 3D contrainte dans cet espace. Plusieurs techniques d’optimisation de maillages sont aussi proposées / To target more profitable oil and gas deposits, the numerical simulation is of growing interest in the oil sector. In this context, two main types of applications are distinguished: reservoir engineering where geological models are defined as static and exploration for the simulation of hydrocarbons formation. The latter application requires dynamic basins models. For this type of simulation, mathematical and numerical modeling has been an important advance in recent years. However, the construction of meshes needed for the simulations is a difficult task in the case of complex and dynamic geometries. The difficulty is reflected by the characteristic of the domain to mesh, which is defined from the mechanics of granular media which are almost incompressible and heterogeneous environments. In addition, the seismic data represent non-implicit surfaces modeling volume blocks. In this context, we focus on Lagrangian hex-dominant mesh generation of basins with complex geometry. The desired mesh must contain a layer of almost hexahedral meshes between two horizons and conform to fault surfaces through these horizons. A novel methodology based on the construction of an unfolded space is introduced. The desired mesh is then seen as a constrained 3D grid in this novel space. Several mesh optimization techniques are also proposed

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